Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. В нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. Разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины. Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта. 1 пр.

 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых слоистой неоднородностью залежи, согласно которому осуществляют нагнетание рабочего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами. При этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере, одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности. При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания, увеличением расхода нагнетаемого агента, до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта. После чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления. Нагнетают в продуктивный пласт нагнетательной скважины поверхностно-активную кислотную композицию или кислотную композицию. Нагнетают также композицию с компонентами, предотвращающими набухание и пептизацию глинистых частиц продуктивного пласта, до повышения давления нагнетания на 10-20%, но в пределах критического давления. Останавливают скважины на установленное время. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если эффективной приемистости достигают при давлении ниже эффективного на 20-40%, то продолжают нагнетание рабочего агента с промышленным отбором нефти через добывающую скважину (патент РФ №2185502, опубл. 20.07.2002).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие (патент РФ №2528308, опубл. 10.09.2014 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, проявляющаяся вследствие того, что изоляционные и интенсификационные работы проводят без учета динамики пластового давления и без учета компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента.

В предложенном изобретении решается задача повышении нефтеотдачи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента, в нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны, разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины, проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Кроме того, зачастую несвоевременная интенсификация работы добывающих скважин оказывает отрицательное воздействие на обводненность добываемой пластовой продукции. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора и несвоевременность интенсификационных работ приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или к недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. При снижении приемистости нагнетательной скважины в ней проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. В результате приемистость возрастает, компенсация отбора возрастает, в районе нагнетательной скважины повышается пластовое давление. Разрабатывают залежь с вновь установившейся компенсацией отбора. Фронт повышенного пластового давления распространяется в залежи и вытесняет пластовую продукцию с нефтью к добывающим скважинам. Через 2-4 месяца фронт давления достигает добывающих скважин. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, до добывающей скважины проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. При этом трещиной разрыва вскрывают часть залежи с увеличенным пластовым давлением. Увеличивают отбор пластовой продукции из добывающей скважины.

Как известно, после гидроразрыва пласта в добывающей скважине в обычных условиях в первое время после гидроразрыва наблюдают резкое увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. Постепенно обводненность снижается, достигая уровня до гидроразрыва. Этот период называют периодом освоения скважины после гидроразрыва. Иногда он может достигать значительных величин порядка 4-6 месяцев. Все это время наблюдают недоборы нефти из-за временной обводненности.

При проведении гидроразрыва в добывающей скважине по достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, гидроразрыв проводят в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве и в условиях повышенного пластового давления. При этом после гидроразрыва наблюдают не только минимальное увеличение обводненности, но и резкое сокращение периода освоения скважины после гидроразрыва, т.е. ускоренное восстановление обводненности и даже снижение обводненности по сравнению с уровнем до гидроразрыва.

После восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта, во избежание последующего увеличения обводненности компенсацию отбора восстанавливают до начального значения.

В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают Минибаевскую нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1900-2000 м, пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 34-38 °С, толщина пласта от 3 до 10 м, пористость от 12 до 20%, проницаемость от 96 до 1500 мДа, нефтенасыщенностью более 70%, вязкость нефти 18 мПа*с, плотность нефти 0,86 г/см³. Коллектор - глинистый алевролит - высокозернистый песчаник. Участок залежи с 2 нагнетательными скважинами и 4 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.

Объем закачки через 2 нагнетательные скважины составляет 40 м³/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 4 добывающие скважины составляет 36,5 м³/сут. Компенсация отбора составляет 40/36,5·100%=110%.

При снижении приемистости нагнетательной скважины с 40 до 10 в нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны. Для чего в скважину закачивают 12%-ный раствор соляной кислоты, проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию. Разрабатывают залежь с компенсацией отбора на уровне 120%.

Дожидаются достижения фронта вытеснения от нагнетательной скважины, измененного вследствие кислотной обработки, до добывающей скважины. При этом пластовое давление в зоне добывающей скважины увеличивается на 5-15% и достигает не менее 12 МПа, а обводненность добываемой пластовой продукции снижается на 5-10% и составляет от 5 до 35%.

Проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. В результате обводненность добываемой продукции непосредственно после гидроразрыва снизилась до 30% и была восстановлена до 15% всего за 30 сут.

После восстановления обводненности восстанавливают компенсацию отбора закачкой рабочего агента до прежних 110%.

Продолжают разработку на установившихся режимах.

В результате удается увеличить отборы нефти и, тем самым, увеличить нефтеотдачу залежи на 2,1% до 31%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что разрабатывают залежь с установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента, в нагнетательной скважине проводят кислотную обработку околоскважинной зоны, разрабатывают залежь с вновь установившимся соотношением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента до подхода фронта вытеснения, измененного в результате кислотной обработки, до добывающей скважины, проводят гидроразрыв пласта в добывающей скважине, а компенсацию отбора восстанавливают до начального значения после восстановления обводненности пластовой продукции, измененной в процессе гидроразрыва пласта.