СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 

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

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

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]
Известный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и несколько повысить нефтеотдачу залежи, однако он мало применим при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи с коллектором, имеющим естественные протяженные трещины вдоль разломов, образованных сбросовыми явлениями, и с пластом, имеющим пониженные и повышенные участки. В этом случае закачиваемый рабочий агент поглощается трещинами и не оказывает вытесняющего поршневого действия на нефть. Повышенные участки пласта ведут себя как изолированные самостоятельные объекты разработки и не воспринимают поршневого воздействия закачиваемого рабочего агента. Все это приводит к снижению нефтеотдачи залежи.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи сложнопостроенной нефтяной залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, на залежи выделяют участки разработки в виде изолированных друг от друга линз, насыщенных нефтью, в пределах этих участков отбирают нефть до снижения начального пластового давления на 20-25% в добывающих скважинах определяют пористость и проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление, затем выбирают одну или несколько добывающих скважин, расположенных в центральной части участка разработки с наибольшими значениями пористости и проницаемости, мощностью не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления и переводят выбранные скважины в нагнетательные, при этом производят месячную закачку рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ в объеме дебитов жидкости.

В качестве рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ используют попутную девонскую воду.

Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины производят в циклическом режиме: 10-20 сут закачка; 10-20 сут остановка.

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; перевод части добывающих скважин в нагнетательные; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; выделение участков разработки в виде изолированных друг от друга линз, насыщенных нефтью; в пределах участка разработки отбор нефти через добывающие скважины до снижения начального пластового давления на 20-25% определение в добывающих скважинах пористости, проницаемости, мощности пласта и текущего пластового давления; выбор одной или нескольких добывающих скважин в центральной части участка разработки с наибольшей пористостью, проницаемостью, мощностью не ниже среднего значения по участку разработки и с наименьшим значением пластового давления; перевод выбранных скважин в нагнетательные; месячная закачка рабочего агента в месячном объеме дебитов жидкости; использование в качестве рабочего агента воды с плотностью 1,09-1,11 г/см³; использование в качестве рабочего агента плотностью 1,09-1,11 г/см³ попутной девонской воды; проведение закачки рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут закачка; 10-20 сут остановка при сохранении соответствия месячных объемов закачки и отборов жидкости на участке разработки.

При разработке сложнопостроенной нефтяной залежи, состоящей из линз пласта, насыщенных нефтью, небольших по размеру и изолированных друг от друга глинистыми участками, возникает необходимость выделения этих линз в самостоятельные объекты разработки. В пределах такой линзы имеется гидродинамическая связь, однако соседние линзы изолированы друг от друга.

Весь продуктивный горизонт выглядит как бы пятнистым. Такую линзу разрабатывают на естественном режиме. При снижении начального пластового давления на 20-25% переводят одну или несколько добывающих скважин в нагнетательные. Критерием оценки перевода скважины является место расположения скважины в центральной части участка разработки. Кроме того, подлежит переводу скважина, в которой коллектор пласта имеет наибольшую пористость и проницаемость, имеет мощность не ниже среднего значения по участку разработки и наименьшее значение пластового давления. Замечено, что в случае выполнения всех этих условий переводимая скважина имеет гидродинамическую связь со всеми зонами участка разработки, т.е. со всеми добывающими скважинами.

Исключение из рассмотрения одного или нескольких условий перевода не гарантирует правильного выбора скважины и наличия гидродинамической связи.

Поскольку объект разработки имеет, как правило, небольшие размеры и экранирован, то для наибольшей полноты выработки запасов месячную закачку рабочего агента производят в объеме дебитов жидкости из пласта.

Использование попутной девонской воды с плотностью 1,09-1,11 г/см³ обеспечивает наилучшую совместимость вытесняющего рабочего агента с пластовыми флюидами, что также способствует увеличению нефтеотдачи.

Увеличению нефтеотдачи способствует циклический режим работы нагнетательных скважин, позволяющий менять направление потоков флюидов в пласте и извлекать дополнительные объемы нефти. В процессе разработки возможен перевод в нагнетательные других добывающих скважин при соблюдении вышеперечисленных условий перевода.

Физико-химические свойства девонской пластовой воды приведены в табл.1 и 2.

Попутную пластовую девонскую воду плотностью 1,09-1,11 г/см³ получают после смешения пластовой девонской воды плотностью 1,00 г/см³ в пластовых условиях девонского горизонта.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими показателями: Средняя глубина залегания, м 1850 Тип коллектора тер- ригенный песчаник,
алевролит Площадь нефтегазонос- ности, тыс.м² 320770 Средняя нефтенасы- щенная толщина, м 7,9 Пористость, доли ед. 0,19 Средняя нефтенасыщен- ность, доли ед. 0,86 Проницаемость, мкм² 250 Коэффициент песчанистос- ти, доли ед. 0,42 Коэффициент расчленен- ности, доли ед. 3,9 Пластовая температура, ^оС 35 Пластовое давление, МПа 16,75 Вязкость нефти в пласто- вых условиях, МПа.с 3,97 Плотность нефти в пласто- вых условиях, т/м³ 814,3 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,137 Содержание серы в нефти, 1,6 Содержание парафина в неф- ти, 3,7 Давление насыщения нефти газом, МПа 8,24 Газосодержание нефти, м³/т 53,5 Вязкость воды в пластовых условиях, МПа·с 1,38 Плотность воды в пластовых условиях, т/м³ 1185 Средняя продуктивность, т/сут, МПа 20,96 Средняя приемистость, м³/сут, МПа 59,82
Из залежи отбирают нефть через 1400 добывающих скважин и переводят обводнившиеся добывающие скважины в нагнетательные. Закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,09-1,11 г/см³ через 400 нагнетательных скважин. Выделяют участки разработки залежи, имеющие внутри участка гидродинамическую связь, и экранированные от других участков разработки. Размеры участков определяют через действующий фонд скважин гидродинамическими исследованиями пласта.

Выделяют участок разработки площадью 2,9 км², не имеющий гидродинамической связи с соседними участками. На участке разработки размещают 10 добывающих скважин и отбирают жидкость в объеме 350 м³/сут, содержащую 52 м³/сут нефти. Отбор продолжают до снижения пластового давления до 13,4 МПа, что составляет снижение на 20% от начального пластового давления. В центральной части участка разработки выбирают добывающую скважину с пористостью 20% проницаемостью 350 мД, мощностью пласта 4 м (средняя по участку 3,2 м) и текущим пластовым давлением 132 МПа. Пористость, проницаемость и пластовое давление являются минимальными по участку. Скважину переводят в категорию нагнетательных и через нее закачивают попутную девонскую воду с плотностью 1,09 г/см³ в объеме 350 м³/сут.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но переводят в нагнетательные две добывающие скважины с пластовым давлением 13,0 и 12,66 МПа, расположенные по центральной оси участка разработки. В качестве рабочего агента закачивают минерализованную воду плотностью 1,11 г/см³.

П р и м е р 3. Выполняют, как пример 2, переводят в нагнетательные три добывающие скважины, в качестве рабочего агента используют попутную девонскую воду плотностью 1,10 г/см³. Закачку проводят в циклическом режиме: 10-20 сут закачка; 10-20 сут остановка при сохранении соответствия объемов закачки и отбора жидкости из пласта за 1 месяц.

Продолжительность закачки и отбора меняют от 10 до 20 сут в зависимости от объема закачанного рабочего агента за месяц.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 5-7%

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. На залежи выделяют участки разработки в виде изолированных линз, насыщенных нефтью. В пределах участка разработки отбирают нефть до снижения пластового давления на 20 - 25%. В добывающих скважинах определяют пористость, проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление. Выбирают одну или несколько добывающих скважин в центральной части участка разработки с наибольшей пористостью и проницаемостью, мощность пласта не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления. Переводят выбранные скважины в нагнетательные, производят месячную закачку рабочего агента с плотностью 1,09 - 1,11 г/см³ в объеме дебитов жидкости. В качестве рабочего агента используют, например, попутную девонскую воду с плотностью 1,09 - 1,11. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины производят в циклическом режиме: 10 - 20 сут закачка, 10 - 20 сут остановка. 2 з. п. ф-лы. 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные, отличающийся тем, что на залежи выделяют участки разработки в виде изолированных одна от другой линз, насыщенных нефтью, в пределах этих участков отбирают нефть до снижения начального пластового давления на 20 25% в добывающих скважинах определяют пористость и проницаемость коллектора, мощность пласта и текущее пластовое давление, затем выбирают одну или несколько добывающих скважин, расположенных в центральной части участка разработки с наибольшими значениями пористости и проницаемости, мощностью не ниже среднего значения по участку и наименьшим значением пластового давления и переводят выбранные скважины в нагнетательные, при этом производят месячную закачку рабочего агента плотностью 1,09 1,11 г/см³ в объеме дебитов жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента плотностью 1,09 1,11 г/см³ используют попутную девонскую воду. 3. Способ по п.1 и 2, отличающийся тем, что закачку рабочего агента через нагнетательные скважины производят в циклическом режиме: 10 20 сут закачка, 10 20 сут остановка.