способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, проведение обработок призабойных зон добывающих скважин и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что до начала обработок призабойных зон добывающих скважин определяют пластовое давление, дебит и скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине, в цикле закачки рабочего агента через нагнетательные скважины в добывающих скважинах, имеющих повышенное пластовое давление и малые дебиты, проводят обработки призабойных зон, направленные на стимуляцию притока, в цикле простоя нагнетательных скважин в добывающих скважинах с большими скоростями нарастания обводненности проводят гидрофобизацию призабойных зон.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий проведение обработок призабойных зон добывающих скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме [2].

Известный способ позволяет ограничить приток воды, увеличить текущую добычу нефти и конечную нефтеотдачу залежи, однако часть запасов остается в залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, проведение обработок призабойных зон добывающих скважин и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению до начала обработок призабойных зон добывающих скважин определяют пластовое давление, дебит и скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине, в цикле закачки рабочего агента через нагнетательные скважины в добывающих скважинах, имеющих повышенное пластовое давление и малые дебиты, проводят обработки призабойных зон, направленные на стимуляцию притока, а в цикле простоя нагнетательных скважин в добывающих скважинах с большими скоростями нарастания обводненности проводят гидрофобизацию призабойных зон.

Существенными признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;

2) проведение обработок призабойных зон добывающих скважин;

3) отбор нефти через добывающие скважины;

4) до начала обработок призабойных зон добывающих скважин определение пластового давления, дебита и скорости нарастания обводненности по каждой добывающей скважине;

5) в добывающих скважинах, имеющих повышенное пластовое давление и малые дебиты проведение обработок призабойных зон, направленных на стимуляцию притока;

6) в добывающих скважинах с большими скоростями нарастания обводненности проведение гидрофобизации призабойных зон;

7) проведение обработок, направленных на стимуляцию притока, в цикле закачки;

8) проведение гидрофобизации в цикле простоя нагнетательных скважин.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Известные способы разработки нефтяных месторождений позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Проводят обработку призабойных зон добывающих скважин и отбор нефти через добывающие скважины. До начала обработок призабойных зон добывающих скважин определяют пластовое давление, дебит и скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине. В добывающих скважинах, имеющих повышенное пластовое давление и малые дебиты, проводят обработки призабойных зон, направленные на стимуляцию притока. В добывающих скважинах с большими скоростями нарастания обводненности проводят гидрофобизацию призабойных зон. Обработку, направленную на стимуляцию притока, проводят в цикле закачки, а гидрофобизацию - в цикле простоя нагнетательных скважин.

Для обработок призабойных зон, направленных на стимуляцию притока, используют растворы соляной кислоты, ее смеси с плавиковой кислотой, разглинизирующие растворы и т.д.

Для гидрофобизации призабойных зон используют дистилат с эмультантом и водой, растворы гидрофобизаторов ИВВ-1, ДОН-52 и т.п.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%, проницаемость 0,025 мкм², нефтенасыщенность 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 1200 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 16 мПас, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%.

Залежь разрабатывают по площадной системе с расстоянием между скважинами 400 м. На залежи выделяют участок разработки с 3 добывающими скважинами и 2 нагнетательными скважинами. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду в режиме: 15 сут - закачка, 15 сут - простой. Балансовые запасы участка разработки составляют 157 тыс.т. Через нагнетательную скважину 1н закачивают рабочий агент в объеме 40 м³/сут, через нагнетательную скважину 2н закачивают рабочий агент в объеме 20 м³/сут при давлении на устье 8 МПа. Средняя обводненность по участку разработки после 5 лет эксплуатации составляет 18,3%. Определяют пластовое давление, дебит и скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине и участку в целом. При определении скорости нарастания обводненности изменение обводненности в % за определенный период делят на время, например годы.

Проведенные замеры пластового давления и подсчеты скорости нарастания обводненности по скважинам следующие: по добывающей скважине 1д - пластовое давление 9 МПа, скорость нарастания обводненности 6% в год, по скважине 2д - соответственно 9 МПа и 18%, по скважине 3д - 7 МПа и 9% в год. Дебиты скважин составляют соответственно по скважине 1д - 3 т/сут, 2д - 5 т/сут, 3д - 4 т/сут.

По скважине 1д, имеющей наименьший дебит и повышенное значение пластового давления, в сравнении со средним по участку, проводят обработку призабойной зоны, направленную на стимуляцию притока. В период закачки рабочего агента через нагнетательные скважины 1н и 2н в призабойную зону добывающей скважины 1д закачивают 20 м³ 25%-ного раствора соляной кислоты, который продавливают смесью воды с ацетоном. В результате дебит скважины увеличился в 1,5 раза.

В скважине 2д, имеющей большее значение скорости нарастания обводненности, проводят обработку призабойной зоны, направленную на ограничение поступления воды - гидрофобизацию. В период простоя нагнетательных скважин 1н и 2н в призабойную зону скважины закачивают 4 м³ гидрофобного эмульсионного раствора, включающего дистилат, эмультант и воду. В качестве продавочной жидкости используют нефть в объеме 5 м³. В результате обработки обводненность добываемой продукции снизилась практически до нуля.

Выравнивание дебитов скважин приводит к снижению зональной неравномерности вытеснения нефти водой, что приводит к увеличению пласта воздействием. За счет этого увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием с 0,51 до 0,85, нефтеизвлечение увеличилось на 9% абсолютных. Дополнительная добыча нефти по участку составляет 14 тыс.т.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений.

Источники информации

1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102-103.

2. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1966, с. 216-226 - прототип.