способ разработки нефтяных залежей

Формула изобретения

Способ разработки нефтяных залежей, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что дополнительно определяют скорость обводнения добываемой продукции и на поздней стадии разработки нефтяных залежей в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции при эксплуатации скважин поэтапно переводят под нагнетание в первую очередь обводнившиеся добывающие скважины первой группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 15-20%, или проводят их ликвидацию, затем - скважины второй группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 5-15%, с предварительной закачкой оторочки загущенного вытесняющего агента, затем - скважины третьей группы, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин и застойным зонам нефти, обводненность продукции которых за год увеличивается на 1-5%.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем разбуривания его добывающими и нагнетательными скважинами и последующей закачкой воды в нагнетательные и отбором продукции из добывающих скважин всех рядов до содержания воды в добываемой продукции до 80%, а в последнем ряду - до 98% (Миронов Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. М.: Недра, 1977, с.233).

Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения вследствие малого охвата объекта дренированием (40-70%).

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем разбуривания неоднородного нефтяного месторождения системой добывающих и нагнетательных скважин. В способе осуществляют закачку воды и эксплуатацию каждой добывающей скважины до предельной рентабельной обводненности с последующим их отключением (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с.77).

Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного объекта с высоковязкой нефтью отключение скважин ведет к усилению обводнения ближайших добывающих скважин и, как следствие, отбору вместе с нефтью больших объемов воды и, соответственно, нерациональной ее закачке.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому нефтяную залежь разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, проводят исследования скважин, осуществляют закачку вытесняющего агента и отбор продукции из добывающих скважин до предельной рентабельной обводненности с последующим их отключением. При достижении предельной обводненности добывающих скважин в них закачивают полимерный раствор в объеме 5-10% балансовых запасов, приходящихся на эти скважины. Одновременно нагнетательные скважины-обводнители переводят на самоизлив. Добывающие скважины, расположенные в зоне со стороны скважин-обводнителей, пускают на форсированный режим работы. Скважины, находящиеся с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин, временно останавливают. Закачку увеличивают, после чего в нагнетательных скважинах, расположенных со стороны скважин-обводнителей, уменьшают закачку и увеличивают отбор в добывающих скважинах. В зоне с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин закачку увеличивают, уменьшая отбор с последующим пуском обводненных скважин в работу (патент РФ № 2060366, МПК Е21В 43/20, опубл. БИ № 14, 20.05.1996 г.).

Недостатком этого способа является низкая эффективность разработки из-за неполной выработки запасов нефти и быстрого обводнения продукции скважины.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяных залежей за счет поэтапного перевода под нагнетание обводнившихся добывающих скважин, увеличение коэффициента охвата выработкой запасов нефти, экономия материальных затрат за счет снижения попутно добываемой с нефтью воды, закачки вытесняющей жидкости.

Указанная задача решается способом разработки нефтяных залежей, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, проведение исследований в скважинах, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, регулирование режима работы добывающих скважин.

Новым является то, что дополнительно определяют скорость обводнения добываемой продукции, и на поздней стадии разработки нефтяных залежей в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции при эксплуатации скважин поэтапно переводят под нагнетание в первую очередь обводнившиеся добывающие скважины первой группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 15-20%, или проводят их ликвидацию; затем скважины второй группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 5-15% с предварительной закачкой оторочки загущенного вытесняющего агента, затем скважины третьей группы, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин и застойным зонам нефти, обводненность продукции которых за год увеличивается на 1-5%.

Проведенные патентные исследования по патентному фонду технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На чертеже представлена карта разработки нефтяной залежи по предлагаемому способу, где № 1н - нагнетательная скважина, № 1-17 - добывающие скважины.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь разбуривают проектной сеткой скважин. Производят закачку вытесняющей жидкости в нагнетательную скважину № 1н и отбор продукции из добывающих скважин № 1-17. В процессе эксплуатации проводят исследования по контролю за работой нагнетательных и добывающих скважин: определяют емкостно-фильтрационные свойства пласта (проницаемость, пористость), отбирают пробы нефти и попутно добываемой воды, замеряют пластовое давление, определяют обводненность продукции скважин, дебиты нефти, текущие коэффициенты извлечения нефти и остаточные запасы нефти.

Закачка вытесняющей жидкости существенно влияет на показатели скважины, особенно на рост пластового и забойного давлений, а также на увеличение дебита нефти и доли воды в добываемой жидкости. В качестве вытесняющей жидкости используют воду, водные растворы высокомолекулярных полимеров и др.

В условиях неоднородного строения пласта при закачке вытесняющей жидкости в нагнетательные и отборе продукции из добывающих скважин рост обводнения продукции скважин происходит в зависимости от скорости продвижения вытесняющей жидкости по пласту. В первую очередь обводняются скважины, пробуренные в высокопроницаемых зонах пласта, характеризующиеся лучшими коллекторскими свойствами пород ( № 1, 5, 6, 7). Время обводнения скважин ( № 3), расположенных в зонах с переслаиванием высокопроницаемых и глинистых низкопроницаемых пород, значительно дольше, так как глинистые прослои препятствуют быстрому продвижению вытесняющей жидкости по пласту, то есть происходит неравномерное ее распространение.

Наиболее длительный период времени работают добывающие скважины с малой долей воды в продукции скважины, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин ( № 9-14) и застойным зонам нефти, а также пробуренные в малопроницаемых зонах ( № 2, 4, 8). В данном случае продвижение вытесняющей жидкости по пласту идет медленно, и скорость обводнения продукции скважины является самой низкой.

По результатам проведенных в скважинах исследований дополнительно определяют скорость обводнения добываемой продукции, и добывающие скважины поэтапно переводят под нагнетание.

Согласно предлагаемому способу в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции добывающие скважины условно делят на три группы: 1) обводненность продукции за год увеличивается на 15-20%; 2) обводненность продукции скважин за год увеличивается на 5-15%; 3) обводненность продукции за год увеличивается на 1-5%.

При скорости обводнения продукции в скважинах ( № 1, 5, 6, 7), составляющей 15-20% в год, добывающие скважины в течение нескольких лет работы полностью обводняются и относятся к первой группе. Согласно предлагаемому способу при достижении обводненности продукции добывающих скважин 94% и более, скважины, расположенные в высокопроницаемой зоне, относят к первой группе и переводят под нагнетание ( № 1, 6) с целью вовлечения в разработку не дренируемых запасов нефти залежи.

Обводнившиеся добывающие скважины, расположенные в тупиковых зонах, или добывающие скважины, у которых текущий коэффициент извлечения нефти практически достиг своей конечной величины, относят к первой группе и они подлежат ликвидации ( № 5, 7).

По результатам проведенных исследований определяют добывающие скважины, скорость обводнения которых соответствует второй группе.

При скорости обводнения продукции в скважинах, составляющей 5-15% в год ( № 3), и при текущей обводненности продукции скважины, не превышающей 50%, с целью предотвращения преждевременного прорыва вытесняющей жидкости по высокопроницаемым зонам пласта к добывающим скважинам, производят добавку загущенного вытесняющего агента - высокомолекулярных полимеров в вытесняющую жидкость. Получают водный раствор высокомолекулярных полимеров, который закачивают в пласт. Это способствует выравниванию фронта продвижения вытесняющей жидкости по пласту, происходящему за счет увеличения вязкости и снижения вытесняющей подвижности воды. В результате замедляется продвижение воды в высокопроницаемых коллекторах и вовлекаются в разработку низкопроницаемые коллекторы. Вышеперечисленные факторы способствуют увеличению коэффициентов охвата и уменьшению неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. В результате из пласта отбирается меньше воды и достигается более высокая нефтеотдача.

Расход высокомолекулярных полимеров не превышает 0,1% к вытесняющей жидкости. После закачки оторочки водного раствора высокомолекулярных полимеров объемом, составляющим 5-10% от количества первоначально содержащейся в зоне дренирования нефти, добывающие скважины переводят под нагнетание вытесняющей жидкости.

Оторочку водного раствора высокомолекулярных полимеров можно закачивать на любой стадии разработки. Высокая вязкость нефти (до 100 мПа·с) и послойная неоднородность пласта являются факторами, повышающими эффективность применения полимеров. При этом учитываются данные, полученные при проведении исследований по контролю за работой нагнетательных (исследования по расходометрии) и добывающих скважин (емкостно-фильтрационные свойства пласта, обводненность продукции скважин и пластовое давление).

При минимальной скорости обводнения добываемой продукции, составляющей 1-5% в год, добывающие скважины, удаленные от зоны дренирования нагнетательной скважины, расположенные в низкопроницаемых коллекторах или вблизи от стягивающих рядов добывающих скважин ( № 9-14), то есть стягивающих к себе с разных сторон вытесняющую жидкость, соответствуют третьей группе и продолжают работать до полного обводнения, после чего их переводят под нагнетание вытесняющей жидкости согласно предлагаемому способу. Нагнетательную скважину № 1н останавливают, так как она находится в промытой зоне пласта и свою роль в системе разработки нефтяной залежи скважина выполнила полностью.

Пример практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяной залежи. Залежь разбуривают редкой сеткой вертикальных скважин с расстоянием между скважинами 350 м, осуществляют их обустройство и эксплуатацию. По результатам геофизических и промысловых исследований, проведенных в скважинах, определяют емкостно-фильтрационные свойства пласта, осуществляют замеры пластового давления. Балансовые запасы участка залежи равны 472 тыс.т. Средняя проницаемость высокопроницаемой зоны ( № 1, 5, 6, 7) составляет 0,450 мкм², а скорость обводнения равна 18% в год, низкопроницаемой зоны ( № 2, 4, 8) соответственно - 0,076 мкм² и 9% в год, и зоны в районе скважины № 3 соответственно - 0,102 мкм² и 4% в год.

В качестве вытесняющей жидкости используют воду. Производят закачку воды в нагнетательную скважину ( № 1н) с давлением на устье 12 МПа и осуществляют добычу нефти из добывающих скважин. Производят замеры добычи нефти, попутно добываемой воды и закачиваемой жидкости. Через 4,5 года работы добывающие скважины № 5 и № 7 обводнились соответственно до 97 и 95%. Удельные извлекаемые запасы нефти по каждой скважине отобраны на 35-40%, то есть текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) практически достиг своей конечной величины. Добывающие скважины расположены в тупиковой зоне, поэтому подлежат ликвидации.

Добывающие скважины № 1 и 6, расположенные в высокопроницаемой зоне, за 5,4 года обводнились до 94 и 98% каждая. Скорость обводнения скважин составила соответственно 20,9 и 21,8% в год, то есть скважины относятся к первой группе. Пластовое давление снизилось до 10,2 МПа. Наличие рентабельных остаточных запасов нефти по окружающим добывающим скважинам (85 и 94 тыс.т соответственно) и создание системы поддержания пластового давления (ППД) в залежи являются определяющими факторами для перевода скважин № 1 и 6 под нагнетание, способствующими наиболее полной выработке запасов на залежи.

Добывающая скважина № 3 через 9 лет работы обводнились до 48%. Скорость обводнения скважины составила 5,3% в год, то есть скважина относится ко второй группе. Пласт является неоднородным по своим коллекторским свойствам. Пластовое давление на участке залежи снизилось до 9,5 МПа. Анализ работы нагнетательных скважин ( № 1 и 6) показал, что воздействие закачиваемой жидкости на часть залежи ( № 2, 4, 12, 13, 14) недостаточное, и возник вопрос о его оптимизации.

С целью выравнивания фронта продвижения вытесняющей жидкости по пласту и вовлечения в разработку низкопроницаемых коллекторов на участке залежи с пониженным пластовым давлением, в скважину № 3 закачали вытесняющую жидкость и добавили 0,05% полиакриламида (ПАА). Объем оторочки водного раствора ПАА составил 10% от количества первоначально содержащейся в пласте нефти. Дальнейшая работа скважины в качестве нагнетательной осуществлялась при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовое давление, близких к начальному (11,2-10,8 МПа). Увеличение коэффициента извлечения нефти по участку залежи составило 5%.

Добывающие скважины № 2, 4 расположены в шаге сетки на расстоянии 350 м от стягивающего ряда добывающих скважин, скважина № 8 - в зоне с низкопроницаемыми коллекторами. Скорость обводнения скважин составила соответственно 3,9, 3,5, и 3,1% в год, то есть скважины относятся к третьей группе. Остаточные запасы нефти по окружающим скважинам составляют 62 и 78 тыс.т. Медленное продвижение закачиваемой жидкости по пласту по направлению к добывающим скважинам влияет на скорость обводнения продукции скважины. Пластовое давление поддерживается на уровне, близком к начальному (11,0-10,6 МПа). Через 25, 28 и 30 лет работы скважины обводнились соответственно до 97,5; 98 и 94% и были переведены под нагнетание вытесняющей жидкости. Нагнетательную скважину 1н останавливают, так как она находится в полностью заводненной зоне пласта и выполнила свою задачу в системе разработки рассматриваемой залежи нефти.

Использование данных о скорости обводнения продукции скважин позволяет осуществлять предлагаемый способ, обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет поэтапного перевода под нагнетание обводнившихся добывающих скважин, способствует увеличению коэффициентов охвата и уменьшению неравномерности вытеснения нефти в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации жидкости. В результате из пласта отбирается меньше воды и достигается более высокая нефтеотдача.