СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 E21B43/243 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения на поздней стадии.

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

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта в нагнетательных скважинах и закачку воздуха и холодной воды [2]
Известный способ исключает обводнение добываемой продукции, однако он оказывается малоэффективным на поздней стадии разработки залежи вследствие значительных прорывов в добывающие скважины воздуха и газообразных продуктов горения нефтяного пласта.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта и закачку в нагнетательные скважины воздуха и рабочего агента согласно изобретению после извлечения 75-80% извлекаемых запасов в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,06-1,09 г/см³ в среднегодовом объеме дебитов добывающих скважин при поддержании забойных давлений в добывающих скважинах не менее 0,6 от начального пластового давления.

Закачку попутной девонской воды осуществляют в циклическом режиме: 5-7 мес нагнетание, 5-7 мес остановка. Причем нагнетание осуществляют также в циклическом режиме: 10-20 сут непосредственно нагнетание, 10-20 сут остановка.

Попутная девонская вода является смесью пресной воды плотностью, близкой к 1,00 г/см³ используют в качестве рабочего агента для закачки в нагнетательные скважины.

Состав исходной девонской воды (скважина N 14875 Альметьевской площади) приведен в таблице.

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; розжиг нефтяного пласта в нагнетательных скважинах; закачка воздуха в нагнетательные скважины; закачка рабочего агента в нагнетательные скважины; прекращение закачки воздуха после извлечения 75-80% извлекаемых запасов и закачка в качестве рабочего агента попутной девонской воды плотностью 1,06-1,09 г/см³; закачка попутной девонской воды в среднегодовом объеме дебитов добывающих скважин; поддержание забойных давлений в добывающих скважинах не менее 0,6 от начального пластового давления; нагнетание попутной девонской воды в циклическом режиме: 5-7 мес нагнетание,5-7 мес остановка, при этом при нагнетании выполнение дополнительного циклического режима: 10-20 сут непосредственно нагнетание, 10-20 сут остановка.

После извлечения 75-80% извлекаемых запасов при разработке залежи нефти методом пластового горения происходит в большом количестве прорыв воздуха и продуктов горения в добывающие скважины. Для уменьшения этого явления прекращают закачку воды и закачивают попутную девонскую воду. Состав закачиваемой воды и ее плотность позволяют обеспечить совместимость воды и пластовых флюидов, подверженных воздействию условий пластового горения. Закачка рабочего агента в среднегодовом объеме дебитов добывающих скважин позволяет прогреть рабочий агент в прогретой зоне пластового горения, соблюсти баланс закачки и отбора жидкости в пласте, обеспечить экономию энергоресурсов и защитить окружающую среду от вредных воздействий разработки.

Поддержание забойного давления в добывающих скважинах не менее 0,6 от начального пластового давления в совокупности с балансом закачки и отбора и типом рабочего агента позволяет в наибольшей степени повысить охват пласта воздействием и обеспечить максимальную нефтеотдачу залежи. Этому же способствует циклический режим закачки рабочего агента.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь площадью 540 га 40 добывающими и 10 нагнетательными скважинами методом пластового горения до извлечения 75-80% извлекаемых запасов.

Извлекаемые запасы залежи составляют 1,885 млн.т. Коллектор песчаник; эффективная толщина коллектора 3,7 м; пористость 24,2% проницаемость 1211 мД; глубина залежи 1150 м; температура 24^oС; давление 11 МПа; нефтенасыщенность 0,8; вязкость нефти в пластовых условиях 20,4 МПа•с; газовый фактор 20 м³/т. После извлечения 1,47 млн.т процесс разработки нефтяной залежи внутрипластовым горением прекращают и начинают процесс заводнения попутной девонской водой плотностью 1,06-1,09 г/см³ Плотность попутной девонской воды может колебаться в пределах от 1,06 до 1,09 г/см³ в зависимости от объема воды, сбрасываемой в девонский горизонт и отбираемой из него. Попутную девонскую воду закачивают через 10 нагнетательных скважин в среднегодовом объеме 50-65 тыс.м³ Отбирают нефть из залежи 40 добывающих скважин в годовом объеме 25-30 тыс.т нефти, что составляет 50-65 тыс.м³ годового отбора жидкости. Давление на забое в добывающих скважинах составляет 6,6 МПа, что составляет 0,6-0,7 от начального пластового давления (11 МПа). Пример 2. Выполняют, как пример 1, но закачку попутной девонской воды производят через нагнетательные скважины в циклическом режиме: от 5 до 7 мес через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, от 5 до 7 мес нагнетательные скважины останавливают. В период закачки нагнетательные скважины работают в следующем режиме: от 10 до 20 сут нагнетание и от 10 до 20 сут остановка.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. ТТТ1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения на поздней стадии. В способе разработки нефтяной залежи отбирают нефть через добывающие скважины. Осуществляют розжиг нефтяного пласта и закачку в качестве рабочего агента воздуха в нагнетательные скважины. После извлечения 75-80% извлекаемых запасов в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,06-1,09 г/см³ в среднегодовом объеме дебитов добывающих скважин при поддержании забойных давлений в добывающих скважинах не менее 0,6 от начального пластового давления. Закачку попутной девонской воды осуществляют в циклическом режиме: 5-7 мес нагнетание, 5-7 мес остановка, причем нагнетание выполняют в циклическом режиме: 10-20 сут непосредственно нагнетание, 10-20 сут остановка. 1 табл. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта и закачку в нагнетательные скважины воздуха и рабочего агента, отличающийся тем, что после извлечения 75 80% извлекаемых запасов в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,06 1,09 г/см³ в среднегодовом объеме дебитов добывающих скважин при поддержании забойных давлений в добывающих скважинах не менее 0,6 от начального пластового давления. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку попутной девонской воды осуществляют в циклическом режиме: 5 7 мес нагнетание, 5 7 мес остановка, причем нагнетание осуществляют также в циклическом режиме: 10 20 сут непосредственно нагнетание, 10 20 сут остановка.