Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ, повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, изменение режима работы добывающей скважины для опадения конуса обводнения, закачку в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала, технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала и освоение добывающей скважины. Перед остановкой добывающей скважины на участке залежи проводят стабилизацию фильтрационных потоков регулированием режима работы нагнетательных скважин. При изменении режима работы добывающей скважины выполняют перевод добывающей скважины в циклический режим работы с циклом работы в месяц менее календарных дней в месяце. Работу добывающей скважины в циклическом режиме ведут до опадения конусов обводнения, характеризующегося снижением обводненности не менее чем на 2%. Увеличивают не менее чем вдвое по сравнению с расчетным значением технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала. После освоения скважины отменяют мероприятия по стабилизации пластового давления на участке залежи.

 

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

Известен способ интенсификации добычи нефти, включающий отбор нефти из нефтенасыщенной зоны пласта до образования конуса обводнения, перфорацию скважины в водонасыщенной зоне пласта, установку пакера на уровне водонефтяного контакта, закачку изолирующей композиции, возобновление отбора нефти (Патент РФ № 2204702, кл. Е21В 43/20, опубл. 2003.05.20).

Недостатком известного способа является то, что интенсифицикация добычи нефти по данному способу носит непродолжительный характер.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, в котором проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ и реперфорацию в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ (Патент РФ №2260689, кл. Е21В 43/32, опубл. 2005.09.20 - прототип).

Известный способ не позволяет создать в призабойной зоне надежного изолирующего экрана, вследствие чего изоляция водопритоков является малоэффективной.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности водоизоляционных работ, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, изменение режима работы добывающей скважины для опадения конуса обводнения, закачку в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала, технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала, освоение добывающей скважины, согласно изобретению перед остановкой добывающей скважины на участке залежи проводят стабилизацию фильтрационных потоков регулированием режима работы нагнетательных скважин, при изменении режима работы добывающей скважины выполняют перевод добывающей скважины в циклический режим работы с циклом работы в месяц менее календарных дней в месяце, работу добывающей скважины в циклическом режиме ведут до опадения конусов обводнения, характеризующегося снижением обводненности не менее чем на 2%, увеличивают не менее чем вдвое по сравнению с расчетным значением технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала, а после освоения скважины отменяют мероприятия по стабилизации пластового давления на участке залежи.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

3) изменение режима работы добывающей скважины для опадения конуса обводнения;

4) закачка в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала;

5) технологическая выдержка для схватывания и твердения селективного изолирующего материала;

6) освоение добывающей скважины;

7) перед остановкой добывающей скважины на участке залежи стабилизация фильтрационных потоков регулированием режима работы нагнетательных скважин;

8) при изменении режима перевод добывающей скважины в циклический режим работы с циклом работы в месяц менее календарных дней в месяце;

9) работа добывающей скважины в циклическом режиме до опадения конусов обводнения, характеризующегося снижением обводненности не менее чем на 2%;

10) увеличение не менее чем вдвое по сравнению с расчетным значением технологической выдержки для схватывания и твердения селективного изолирующего материала;

11) после освоения скважины отмена мероприятий по стабилизации фильтрационных потоков на участке залежи.

Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи, при эксплуатации нефтедобывающей скважины происходит обводнение добываемой продукции вследствие поднятия конуса воды. Существующие способы позволяют изолировать водопритоки и несколько компенсировать потерю дебита, неизбежно возникающую при водоизоляционных работах. Однако эффективность работ оказывается невысокой.

В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции, повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На участке залежи проводят стабилизацию пластового давления. Для этого прекращают или ограничивают режим закачки рабочего агента через реагирующие нагнетательные скважины до стабилизации фильтрационных потоков на участке залежи. Меняют режим работы одной из добывающих скважин с высокой обводненностью добываемой продукции. Для опадения конуса обводнения переводят добывающую скважину в циклический режим работы с количеством дней работы в месяц меньше календарных. Отбирают пробы добываемой продукции и определяют обводненность. При снижении обводненности добываемой продукции не менее чем на 2% делают заключение об опадании конуса обводнения. Останавливают добывающую скважину и производят закачку в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала. Выполняют технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала. Увеличивают по сравнению с расчетным значением или паспортным значением технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала не менее чем вдвое. Например, при рекомендованной выдержке 2-3 сут проводят выдержку в течение 15 сут. Все действия от изменения режима работы добывающей скважины до освоения скважины проводят при одновременной стабилизации фильтрационных потоков на участке залежи. Освоение добывающей скважины проводят свабированием или насосом. После освоения скважины отменяют мероприятия по стабилизации фильтрационных потоков на участке залежи, т.е. запускают в работу нагнетательные скважины на участке залежи. Подобные действия повторяют на прочих добывающих скважинах.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции или закрепить процент обводненности, достигнутый при циклическом режиме работы скважины, при переводе скважины на постоянный режим, увеличить продолжительность эффекта и повысить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 18,4%, средняя проницаемость 0,12 мкм², нефтенасыщенность 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 16 МПа, пластовая температура 31°C, параметры пластовой нефти: плотность 865 кг/м³, вязкость 16 мПа·с, давление насыщения 8 МПа, газосодержание 47,5 м³/т, содержание серы 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных скважин. 2 добывающие скважины имеют обводненность добываемой продукции, близкую к 99,9%. На этих скважинах проводят работы согласно заявленному способу.

В качестве рабочего агента при заводнении залежи и при интенсификационных работах применяют пластовую воду.

На участке залежи проводят стабилизацию пластового давления. Для этого прекращают или ограничивают закачку рабочего агента через реагирующие нагнетательные скважины до стабилизации фильтрационных потоков. Меняют режим работы одной из добывающих скважин с высокой обводненностью добываемой продукции. Для опадения конуса обводнения переводят добывающую скважину в циклический режим работы: 5 сут отбор продукции, 5 сут технологическая выдержка. Отбирают пробы добываемой продукции и определяют обводненность. При снижении обводненности добываемой продукции не менее чем на 2% делают заключение об опадании конуса обводнения. Останавливают добывающую скважину и производят закачку в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала, в качестве которого используют смесь 0,8-2,0%-ного водного раствора полиакриламида и 0,08-0,5%-ного раствора ацетата хрома. Выполняют технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала. Увеличивают по сравнению с паспортным значением технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала не менее чем вдвое, т.е. с 7 до 20 сут. Все действия от изменения режима работы добывающей скважины до освоения скважины проводят при одновременной стабилизации фильтрационных потоков на участке залежи. Освоение добывающей скважины проводят свабированием. После освоения скважины отменяют мероприятия по стабилизации фильтрационных потоков, т.е. запускают в работу нагнетательные скважины на участке залежи. Подобные действия повторяют на второй обводнившейся добывающей скважине.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась с 99% до 75%. Эффект снижения обводненности длится не менее года. При этом нефтеотдача участка залежи повысилась с 38 до 39%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности водоизоляционных работ, повышения нефтеотдачи залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, изменение режима работы добывающей скважины для опадения конуса обводнения, закачку в призабойную зону добывающей скважины селективного изолирующего материала, технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала, освоение добывающей скважины, отличающийся тем, что перед остановкой добывающей скважины на участке залежи проводят стабилизацию фильтрационных потоков регулированием режима работы нагнетательных скважин, при изменении режима работы добывающей скважины выполняют перевод добывающей скважины в циклический режим работы с циклом работы в месяц менее календарных дней в месяце, работу добывающей скважины в циклическом режиме ведут до опадения конусов обводнения, характеризующегося снижением обводненности не менее чем на 2%, увеличивают не менее чем вдвое по сравнению с расчетным значением технологическую выдержку для схватывания и твердения селективного изолирующего материала, а после освоения скважины отменяют мероприятия по стабилизации пластового давления на участке залежи.