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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной 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 и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала [2]
Известный способ позволяет выравнить фронт нагнетания рабочего агента за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта. Однако этот способ малоэффективен при разработке залежи в циклическом режиме. По-видимому, циклический режим работы нагнетательных скважин способствует нахождению рабочим агентом новых языков прорыва к добывающим скважинам. В результате ожидаемый эффект от применения полимерного заводнения не достигается.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала, согласно изобретению на поздней стадии разработки на залежи выделяют участок, ограниченный литологическим замещением на неколлектор и/или внешним контуром нефтеносности, и/или рядами нагнетательных скважин, на нем выделяют нагнетательные скважины под закачку раствора полимерного материала, размещенные вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом, а закачку рабочего агента производят в циклическом режиме, при этом после закачки раствора полимерного материала периоды циклического режима закачки рабочего агента увеличивают в 2-3 раза, и разработку ведут в режиме поддержания пластового давления при условии соответствия годовых объемов закачки и отбора жидкости.

В качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью 1,04-1,14 г/см³.

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; закачка раствора полимерного материала через нагнетательные скважины; проведение процесса на поздней стадии разработки; выделение участка разработки, ограниченного литологическим замещением на коллектор, внешним контуром нефтеносности и рядами нагнетательных скважин; проведение закачки рабочего агента в циклическом режиме; выделение на участке разработки для закачки раствора полимерного материала нагнетательных скважин, размещенных внутри выделенного участка разработки и вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом; увеличение периодов закачки рабочего агента в 2-3 раза после закачки раствора полимерного материала; проведение разработки в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости; использование в качестве рабочего агента попутной бобриковской пластовой воды плотностью 1,04-1,14 г/см³.

Закачиваемый в нагнетательную скважину раствор полимерного материала кольматирует поры в первую очередь в высокопроницаемых зонах пласта. При этом средняя проницаемость пласта снижается. В этих условиях циклическое воздействие рабочего агента начинает сказываться тем в меньшей степени, чем ниже становится проницаемость пласта. Циклическое воздействие с короткими циклами приводит к колебаниям рабочего агента около нагнетательных скважин и в меньшей степени способно проявлять себя как вытесняющее действие.

С увеличением периодов циклической закачки рабочего агента увеличивается длительность оказываемого давления на низкопористые участки, а изменение градиентов потоков в пласте происходит в меньшей степени. Однако решающим оказывается длительность воздействия. С ее увеличением увеличивается охват пласта воздействием и возрастает нефтеотдача залежи. Порядок увеличения периодов закачки рабочего агента в 2-3 раза подобран практически и является оптимальным с точки зрения увеличения нефтеотдачи.

Способ наиболее эффективен на поздней стадии разработки залежи, когда залежь значительно обводнена.

Проведение процесса на ограниченном участке залежи, выделенном по литологическим замещениям на неколлектор или по внешнему контуру нефтеносности, или по рядам нагнетательных скважин, или по совокупности этих признаков позволяет осуществить действия способа изолированно от воздействий с других участков залежи.

Закачка раствора в нагнетательные скважины, размещенные внутри участка разработки и вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом, позволяет осуществить способ с максимальной эффективностью, поскольку площадь воздействия при этом значительно увеличивается, и воздействие проходит на участках с наибольшей неоднородностью и проницаемостью.

Проведение разработки в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости позволяет сохранить темпы разработки залежи после полимерного заводнения.

Использование в качестве рабочего агента попутной бобриковской пластовой воды плотностью 1,04-1,14 г/см³ дает наибольший эффект при разработке данной залежи вследствие наилучшей совместимости рабочего агента и пластовых флюидов.

Физико-химические свойства бобриковской пластовой воды.

Общая минерализация 6619,6 мг•экв/л, плотность 1,1519 г/см³, содержание СL^- 117183,52 мг/л, SO2-4

144 мг/л, HCO-3 73,2 мг/л; Са²⁺ 11763,48 мг/л; Мg²⁺ 6808,5 мг/л; Nа⁺ + K⁺ 2409,6 мг/л. Попутную бобриковскую пластовую воду получают смешением пресной воды с плотностью 1,0 г/см³ с пластовой бобриковской водой в различных соотношениях до плотности 1,04-1,14 г/см ³. П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками; проницаемость 0,408 Д; пористость 0,2; мощность пласта 5,5 м; глубина пласта 1220 м; пластовая температура 36 ^oС; начальное пластовое давление 11,8 МПа; плотность нефти в пласт.усл. 0,846 г/см ³; газовый фактор 16,7 м³ /т; давление насыщения 3,3 МПа; вязкость нефти в пласт.усл. 15 сП; значение проницаемости по зонам пласта 0,110-0,928 Д.

Коллектор терригенный, песчаник, алевролит.

На залежи длиной 25 км и шириной 10 км закачивают рабочий агент через 138 нагнетательных скважин и отбирают нефть через 378 добывающих скважин. Разработку ведут до снижения пластового давления с 11,8 МПа до 9,5 МПа и выработки 70% запасов залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме: 5-14 сут закачка, 5-14 сут остановка.

На залежи выделяют участок разработки длиной 8 км и шириной 7 км. Участок ограничен с севера литилогическим замещением на коллектор, с юга внешним контуром нефтеносности, с запада и востока рядами нагнетательных скважин.

На участке 40 нагнетательных и 96 добывающих скважин.

20 нагнетательных скважин выделяют под закачку раствора полимерного материала. Эти скважины размещены в центральной части залежи вблизи с добывающими скважинами, имеющими дебит более 20 т/сут. В 20 выделенных скважин закачивают 0,3% -ный водный раствор полиакриламида в объеме 3000 м³/год на одну скважину. После закачки раствора полимерного материала проводят закачку воды в нагнетательные скважины в циклическом режиме: 15-30 сут закачка, 15030 сут остановка, т.е. с увеличенными в 2-3 раза периодами. При этом залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости: годовой объем закачки рабочего агента 71596,1 тыс.м³, годовой объем дебитов жидкости 70451,5 тыс.м³.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но в качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду с плотностью от 1,04 до 1,14 г/см ³ на разных участках разработки залежи. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 4-6%

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. На поздней стадии разработки залежи выделяют участок разработки, ограниченный литологическим замещением на неколлектор, и/или внешним контуром нефтенасыщенности, и/или рядами нагнетательных скважин. Закачку рабочего агента производят в циклическом режиме. На участке разработки для закачки раствора полимерного материала выделяют нагнетательные скважины, размещенные внутри выделенного участка разработки и вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом. Закачивают раствор полимерного материала. Периоды циклического режима закачки рабочего агента увеличивают в 2-3 раза. Разработку ведут в режиме поддержания пластового давления при соответствии годовых объемов закачки и отбора жидкости. В качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью 1,04-1,14 г/см³. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимерного материала, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки на залежи выделяют участок, ограниченный литологическим замещением на неколлектор, и/или внешним контуром нефтеносности, и/или рядами нагнетательных скважин, на нем выделяют нагнетательные скважины под закачку раствора полимерного материала, размещенные вблизи с добывающими скважинами с высоким дебитом, а закачку рабочего агента производят в циклическом режиме, при этом после закачки раствора полимерного материала периоды циклического режима закачки рабочего агента увеличивают в 2 3 раза и разработку ведут в режиме поддержания пластового давления при условии соответствия годовых объемов закачки и отбора жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью 1,04 1,14 г/см³.