СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений малых размеров.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи залежи вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод добывающих скважин в нагнетательные по мере обводнения добываемой продукции [2]
Известный способ позволяет более полно извлекать нефть из залежи, однако его применение в условиях месторождений с малыми размерами с длиной, значительно превышающей ширину, приводит к быстрому обводнению продукции добывающих скважин и к низким значениям нефтеотдачи.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи при разработке нефтяной залежи малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину залежи.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, на залежи малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину, размещение и ввод в эксплуатацию скважин осуществляют последовательно, начиная со скважин, которые планируют использовать как нагнетательные, ряды скважин размещают по ширине залежи, скважины в первый период эксплуатируют как добывающие с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетного коэффициента нефтеотдачи, деленного на расчетный коэффициент охвата пласта воздействием, во втором периоде скважины эксплуатируют как нагнетательные, следующие крайние скважины в примыкающих рядах размещают на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности и эксплуатируют в два периода.

Способ может выполняться по технологии, когда скважины в первом периоде эксплуатируют как добывающие с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетной нефтеотдачи для залежи, а затем скважины эксплуатируют с забойным давлением менее 75% от давления насыщения нефти.

Существенными признаками изобретения являются: размещение скважин на залежи; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; отбор нефти через добывающие скважины; выполнение операций на залежи малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину; размещение и ввод в эксплуатацию скважин последовательно; начало размещения и ввода в эксплуатацию со скважин, которые планируют использовать как нагнетательные; размещение рядов скважин по ширине залежи; эксплуатация скважин в два периода: как добывающие в первом периоде и как нагнетательные во втором периоде; эксплуатация скважин в первом периоде с забойным давлением не менее 0,75% от давления насыщения нефти; эксплуатация скважин в первом периоде до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетного коэффициента нефтеотдачи, деленного на расчетный коэффициент охвата пласта воздействием; размещение следующих крайних скважин в примыкающих рядах на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности; эксплуатация следующих скважин в два периода; эксплуатация скважин в первом периоде как добывающих с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетной нефтеотдачи для залежи с последующей эксплуатацией скважины с забойным давлением менее 75% от давления насыщения нефти.

Особенностью разработки малых месторождений является то, что к моменту окончания бурения всех скважин первые скважины начинают интенсивно обводняться. Поэтому необходимо первоочередное бурение скважин, намеченных как нагнетательные. Во избежание потерь нефти в процессе их перевода под нагнетание необходимо добиться в кратчайшие сроки максимально полного отбора нефти из зоны расположения этих скважин. Для этого на этапе использования скважин как добывающих необходимо их эксплуатировать с максимально возможными темпами отбора. Для исключения увеличения фильтрационных сопротивлений призабойной зоны из-за разгазирования нефти давление на забое скважин не должно быть меньше 75% от давления насыщения. Однако, когда обводненность добываемой продукции покажет, что выработка обводнившейся части пласта близка к проектной величине коэффициента нефтеотдачи, снижение забойного давления до величин, меньших 75% от давления насыщения, не вызовет негативных последствий, так как дополнительное снижение давления не распространится за пределы обводненной зоны. Следовательно, после достижения обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетной нефтеотдачи, возможно увеличение темпов отбора путем дополнительного снижения забойного давления. По достижении обводненности добываемой продукции, равной частному от деления расчетного коэффициента нефтеотдачи на расчетный коэффициент охвата пласта воздействием, формирование заводненной части пласта завершается, а ее выработка равна предельно возможной. Поэтому последующий перевод этих скважин под нагнетание не приведет к потерям нефти в зонах между нагнетательными скважинами. Подобная схема реализуется, если ряды нагнетательных скважин размещены по ширине залежи, а остальные скважины с учетом формирующейся зоны обводнения.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь с размерами длиной 2400 м и шириной 1500 м. Размещают ряд из 3 скважин по ширине залежи в центральной ее части. Эти скважины планируют использовать как нагнетательные. В первый период эксплуатации этих скважин их эксплуатируют как добывающие с забойным давлением 5,2 МПа, что составляет 76% от давления насыщения, составляющего 6,84 МПа. Отбор нефти производят до обводненности S_в 65% что численно равно величине расчетного коэффициента нефтеотдачи залежи, равного 0,25, деленного на расчетный коэффициент охвата пласта воздействием, равный 0,386.

S_в (0,25:0,386)˙ 100% 65%
После этого скважины переводят в нагнетательные.

Вслед за первым центральным рядом скважин размещают соседние скважины в примыкающих рядах. Для этого определяют фронт обводнения: от работы нагнетательных скважин и от притока пластовой воды от внешнего контура, образующегося при работе добывающих скважин. Крайние скважины в соседних рядах размещают на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности на расстоянии, равном 450 м. Две центральные скважины в этом ряду размещают вдоль фронта обводнения на таком же расстоянии, как и крайние скважины. Скважины в новых рядах эксплуатируют в два этапа, как и предыдущие скважины.

Аналогично размещают все 15 скважин месторождения.

Скважины в крайних от середины залежи рядах эксплуатируют только как добывающие.

Залежи разрабатывают в течение 20 лет. При этом достигают нефтеотдачи 27% Разработка аналогичного месторождения по прототипу позволяет достичь нефтеотдачи 25%
П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но скважины в первом периоде эксплуатируют как добывающие с забойным давлением 520 МПа, что составляет 76% от давления насыщения, составляющего 6,84 МПа. Отбор нефти производят до обводненности 25% что численно равно величине расчетной нефтеотдачи для залежи (25%). Затем скважины эксплуатируют с забойным давлением 4,86 МПа, что составляет 71% от давления насыщения нефти. Отбор нефти производят до обводненности 65% что численно равно величине расчетного коэффициента нефтеотдачи залежи, равного 0,25, деленного на расчетный коэффициент охвата пласта воздействием, равный 0,313.

S_в (0,25:0,386) ˙100% 65%
Дальнейшую разработку проводят, как в примере 1.

Нефтеотдача залежи достигает 29% при сроке разработки 19 лет.

Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу залежи, сократить срок разработки залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину залежи. В способе, включающем размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, размещение и ввод в эксплуатацию скважин осуществляют последовательно. Ряды скважин размещают по ширине залежи, начиная с центральной части. Скважины в первый период эксплуатируют как добывающие с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетного коэффициента нефтеотдачи, деленного на расчетный коэффициент охвата пласта воздействия. Во втором периоде скважины эксплуатируют как нагнетательные. Следующие крайние скважины в примыкающих рядах размещают на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности и эксплуатируют в два периода. Способ предусматривает также работу по технологии, когда скважины в первом периоде эксплуатируют как добывающие сначала с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетной нефтеотдачи для залежи, а затем с забойным давлением менее 75% от давления насыщения нефти. 2 с. п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин и ввод их в эксплуатацию, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину, размещение скважин осуществляют с ряда, расположенного в центральной части залежи по ее ширине, и вводят их в эксплуатацию как добывающие с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной отношению расчетных коэффициентов нефтеотдачи и коэффициента охвата пласта воздействием, после чего эти скважины переводят под нагнетание, следующие крайние скважины в соседних от центрального рядах размещают на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности и эксплуатируют аналогично скважинам в центральной части залежи, а скважины в крайних от центра залежи рядах эксплуатируют только как добывающие. 2. Способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение скважин и ввод их в эксплуатацию, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи малых размеров с длиной, значительно превышающей ширину, размещение скважин осуществляют с ряда, расположенного в центральной части залежи по ее ширине, и вводят их в эксплуатацию как добывающие сначала с забойным давлением не менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной величине расчетного коэффициента нефтеотдачи для залежи, а затем с забойным давлением менее 75% от давления насыщения нефти до обводненности добываемой продукции, численно равной отношению расчетных коэффициента нефтеотдачи и коэффициента охвата пласта воздействием, после чего эти скважины переводят под нагнетание, следующие крайние скважины в соседних от центрального рядах размещают на равном удалении от формирующегося фронта обводнения и от внешнего контура нефтеносности и эксплуатируют аналогично скважинам в центральной части залежи, а скважины в крайних от центра залежи рядах эксплуатируют только как добывающие.