Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и найдет применение при разработке залежей с внутрискважинной перекачкой воды из водоносных пластов в нефтяные.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем ввода в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин и перепуска воды из водоносных пластов в нефтяные [1]
Недостатком способа являются низкие темпы выработки запасов нефти залежи в целом из-за постепенного уменьшения притока подземных вод в процессе разработки.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, предусматривающий ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины [2]
Существенным недостатком способа является то, что различные участки нефтяной залежи с водозаборно-нагнетательными скважинами вырабатываются различными темпами. При одинаковой подаче пластовой воды в нагнетательные скважины участки залежи с большей концентрацией запасов вырабатываются более медленно, чем с меньшей концентрацией. Неодновременный подход фронта вытеснения к добывающим скважинам ведет к снижению нефтеизвлечения пласта.
Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения пластов.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающим ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины.
Новым является то, что поглотительные скважины размещают от водозаборно-нагнетательных скважин с низкими темпами выработки запасов нефтяной залежи на расстоянии, определяемом по формуле объемного метода подсчета запасов:
где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед;
r коэффициент подвижной водонасыщенности; д.ед,
причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.
Новым также является то, что поглотительную скважину размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважинами с большим темпом выработки запасов.
На чертеже представлена схема заводнения нефтяного пласта, где 1, 2 - водозаборно-нагнетательные, 3,4 добывающие и 5 поглотительные скважины.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Залежь, имеющую нефтяные и водоносные пласты, разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют ее обустройство и скважины вводят в эксплуатацию. Осуществляют поддержание пластового давления путем внутрискважинной перекачки воды из водоносного пласта (7) в нефтяной (6) в водозаборно-нагнетательных скважинах (1, 2).
В процессе эксплуатации залежи проводят исследование скважин, замеряют дебиты, определяют суммарный отбор нефти и жидкости. Подсчитывают темпы отбора продукции скважин по отдельным участкам. Замеряют пластовое давление в нефтяном и водоносном пластах. Отбирают пробы пластовой воды.
На основании анализа полученных материалов на определенном расстоянии от водозаборно-нагнетательной вводят поглотительную скважину. Это расстояние определяют по формуле объемного метода подсчета запасов:,
где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед;
r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед.
Поглотительная скважина может быть специально пробуренной, добывающей, выбывшей в тираж из-за обводнения и т.д. Ее размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважиной с большим темпом выработки запасов. Фильтрация утилизированной воды по водоносному пласту при таком размещении поглотительной скважины происходит через водозаборно-нагнетательную скважину участка с малым темпом выработки запасов.
При нагнетании сточной воды в поглотительную скважину пластовое давление в водоносном пласте возрастает. Так как водозаборно-нагнетательная скважина с малым темпом выработки запасов залежи находится ближе к поглотительной, то депрессия на пласт в ней возрастает на большую величину. С ростом депрессии на пласт из водоносного пласта отбирается большее количество воды для заводнения. С увеличением объемов закачки возрастают дебиты добывающих скважин на участке водозаборно-нагнетательной скважины с малым темпом отбора запасов. Темп отбора запасов участка возрастает. Происходит выравнивание темпов отбора на различных участках, что позволяет снизить неравномерность выработки запасов по залежи в целом. Фронт вытеснения к добывающим скважинам от различных водозаборно-нагнетательных скважин подходит одновременно и залежь заводняется равномерно. Нефтеизвлечение за счет охвата пласта заводнением возрастает.
При размещении поглотительной скважины на значительном расстоянии от водозаборно-нагнетательной из-за технической необходимости (закачка оторочки пластовой воды значительного объема и т.п.) утилизацию сточной воды производят при больших давлениях нагнетания, что приводит к резкому повышению пластового давления в водоносном пласте. Это может привести к разрыву непроницаемого раздела между водоносным и нефтяным пластами и неконтролируемому перетоку воды.
Для предотвращения этого явления пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.
Пример конкретного выполнения.
Участок залежи нефти разбурен четырьмя скважинами (см. чертеж): двумя водозаборно-нагнетательными (1 и 2) и двумя добывающими (3 и 4). Расстояние между скважинами составляет 300 м. Скважины бурением вскрыли нефтенасыщенный (6) и водонасыщенный (7) пласты, разделенные между собой глинистым разделом (8) толщиной 5 метров. Балансовые запасы залежи, подсчитанные объемным методом, составляют 1800 тыс. м3. Для удобства анализа выработки запасов залежь разделена на два элемента. Элемент включает участок залежи с водозаборно-нагнетательной скважиной и окружающими ее добывающими скважинами. Запасы нефти по I элементу (см. чертеж) составляют 1200 тыс.м3, а по II 600 тыс. м3. Проведенными исследованиями определили коллекторские свойства нефтяного и водоносного пластов. Толщина водоносного пласта в скв. 1 составила 5 м, скв. 2 10 м. Продуктивность водоносного пласта водозаборно-нагнетательной скважины I элемента 12,3 , II 11,1
. Начальное пластовое давление в водоносном пласте было 17 МПа. Водозаборно-нагнетательные скважины были оснащены соответствующим оборудованием для внутрискважинной перекачки воды с созданием депрессии на водоносный пласт, равной 10 МПа (Рпл-Рзаб= 17-7=10 МПа).
Подсчет темпов отбора продукции скважин по элементам показал, что они составили по I элементу 3,4% по II 6,1% Проектным документом на разработку нефтяной залежи предусмотрено, что до начала обводнения добывающих скважин вытеснение нефти должно производиться пластовой водой. Безводное нефтеизвлечение составляло 10% Конечный коэффициент нефтеизвлечения 30%
Исходя из этих величин определили расчетное расстояние ввода поглотительной скважины для утилизации сточной воды после начала обводнения добывающих скважин. Из формулы подсчета запасов объемным методом расчетное расстояние равно,
где объем оторочки V 0,1 Qб 120 тыс.м3; 0,1 безводный коэффициент нефтеизвлечения, Qб 1200 тыс.м3 балансовые запасы I элемента; а 300 м ширина дренирования водоносного пласта; h 5 м толщина водоносного пласта; m 0,2 пористость водоносного пласта; r = 0,8 - коэффициент подвижной водонасыщенности.
Расчетное расстояние из заданного значения объема оторочки пластовой воды получилось равным 500 м.
Так как участок залежи с I элементом работает с низким темпом отбора продукции, то поглотительная скважина введена на расстоянии 500 м от водозаборно-нагнетательной 1.
Нагнетание сточной воды в поглотительную скважину позволило повысить пластовое давление в районе I элемента до 25 МПа. Депрессия в водозаборно-нагнетательной скважине, а также между водоносным и нефтяным пластами увеличилась на 8 МПа. Разрывное давление для 5-метрового глинистого раздела составляет 10 МПа или 2 МПа на 1 м толщины. С ростом депрессии закачка и соответственно отбор продукции с элемента I увеличились. Темп отбора продукции скважин составил 6,1% что равно темпу по элементу II. Неравномерность выработки запасов по зонам снизилась, что позволило увеличить нефтеизвлечение на 2% (см. таблицу).
Способ включает ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины. Поглотительные скважины вводят на расчетном расстоянии от водозаборно-нагнетательных скважин с низким темпом выработки запасов участка нефтяной залежи. При сбросе сточной воды пластовое давление в водоносном пласте поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м3;
a ширина дренируемого водоносного пласта, м;
h толщина водоносного пласта, м;
m пористость водоносного пласта, д.ед.
r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед;
причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.
Печь для непрерывного получения сернистого натрия | 1921 |
|
SU1A1 |
СПОСОБ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ | 0 |
|
SU283120A1 |
Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
Аппарат для очищения воды при помощи химических реактивов | 1917 |
|
SU2A1 |
Аржанов Ф.Г | |||
и др | |||
Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири | |||
- М.: Недра, 1979, с.167. |
Авторы
Даты
1997-01-20—Публикация
1994-02-08—Подача