СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежки, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие быстрого обводнения продукции добывающих скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, периодическое отключение добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции, снижение объема закачки рабочего агента через нагнетательные скважины-обводнители, контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах и запуск в эксплуатацию обводнившейся скважины при ухудшении характеристик вытеснения и остановку обводнившейся добывающей скважины при улучшении характеристик вытеснения в соседних добывающих скважинах [2]
Известный способ позволяет извлекать из залежи дополнительное количество нефти, однако часть извлекаемых запасов все же остается не вовлеченной в разработку.

Цель изобретения увеличение нефтеотдачи залежи.

Цель достигается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции, согласно изобретению на залежи выделяют участки, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, на участках разработки выделяют малодебитные добывающие скважины, а также нагнетательные скважины с высокой и низкой приемистостью, снижают на 20 45 забойное давление в малодебитных добывающих скважинах, останавливают нагнетательные скважины с высокой приемистостью и на 10 20 повышают давления закачки в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью при сохранении соотношения объемов закачки и отбора в пределах участка разработки.

Добывающие скважины с предельной обводненностью периодически останавливают на 5 7 мес и эксплуатируют 5 7 мес в циклическом режиме: 0,5 1 мес остановка и 0,5 1 мес эксплуатация.

Существенными признаками изобретения являются:
а) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
б) отбор нефти через добывающие скважины;
в) остановка добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции;
г) выделение участков разработки, находящихся в зоне влияния нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента;
д) выделение в пределах участка разработки малодебитных добывающих скважин;
е) выделение в пределах участка разработки нагнетательных скважин с высокой и низкой приемистостью;
ж) в пределах участка разработки снижение на 20 45 забойного давления в малодебитных добывающих скважинах;
з) в пределах участка разработки остановка нагнетательных скважин с высокой приемистостью;
и) в пределах участка разработки повышение давления закачки на 10 20 в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью;
к) в пределах участка разработки сохранение соотношения объемов закачиваемого рабочего агента и добываемой продукции;
л) остановка на 5 7 мес добывающих скважин с предельной обводненностью и эксплуатация в течение 5 7 мес в циклическом режиме: 0,5 1 мес остановка и 0,5 1 мес эксплуатация.

Признаки а) г) являются общими с прототипом, признаки д) к) являются существенными отличительными признаками изобретения, признак л) является частным существенными признаком изобретения.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что остановка добывающих скважин с предельной обводненностью порядка 95 и более, т. е. практически нерентабельных скважин, способствует сокращению расхода рабочего агента и затрат на его закачку. Кроме того, добывающие скважины с высокой обводненностью добываемой продукции в основном имеют сообщение с высокопроницаемыми областями залежи. Остановка таких скважин приводит к уменьшению интенсивности вытесняющих потоков в высокопроницаемых зонах залежи и их увеличению в низкопроницаемых нефтенасыщенных областях и за счет этого повысить зонах, т. е. там, где остались запасы нефти. То же можно сказать и о нагнетательных скважин с высокой приемистостью порядка 500 м³/сут и более. Они также, как правило, имеют сообщение с высокопроницаемыми зонами и их отключение также способствует перераспределению потоков в низкопроницаемую область залежи.

Малодебитные добывающие скважины с дебитом до 20 т/сут и нагнетательные скважины с низкой приемистостью до 500 м³/сут сообщаются, как правило, с низкопроницаемыми зонами, т. е. с зонами, содержащими большое количество неизвлеченной нефти.

Интенсификация работы малодебитных добывающих скважин и нагнетательных скважин с низкой приемистостью позволяет в большей мере сконцентрировать вытесняющий поток в низкопроницаемых нефтенасыщенных областях и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи.

Конкретные величины снижения забойного давления и повышения давления закачки определены из практики разработки нефтяных месторождений. Сохранение соотношения объемов закачки и отбора в пределах участка разработки позволяет сохранить уровень пластового давления в залежи.

Циклический режим эксплуатации добывающих скважин с предельной обводненностью позволяет менять градиенты потоков в залежи, вызывать опадение конусов обводненности, создавать условия для переформирования залежи, что позволяет дополнительно вовлекать в разработку ранее неизвлекаемые запасы нефти.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: проницаемость от 1 мД до 4 Д, пористость 11 20% толщина продуктивного пласта 30 м; глубина залежи 2800 м; температура 105 120^oС; давление 25,5 МПа; давление насыщения нефти 16 24 МПа; газовый фактор 150 300 м³/т; вязкость нефти 0,5 сПз; содержание парафина 2 3 плотность нефти 0,83 г/см³.

Разработку ведут на упруго-замкнутом естественном режиме с поддержанием пластового давления закачкой в качестве рабочего агента воды, сточной воды, их смесей. Рабочий агент закачивают через 1290 нагнетательных скважин, нефть отбирают 3270 добывающих скважин. На 12-й год разработки средняя обводненность добываемой продукции достигла 86% Все нагнетательные скважины снабжают рабочим агентом от 15 кустовых насосных станций. Соответственно, на залежи выделяют 15 участков разработки. При этом на каждом участке размещено 80 90 нагнетательных скважин, питающихся от одной кустовой насосной станции, и 180
240 добывающих скважин, находящихся в зоне воздействия этих нагнетательных скважин. Из 180 240 добывающих скважин выделяют 80 120 скважин с предельной обводненностью 95% и более, 20 160 малодебитных добывающих скважин с дебитом менее 20 т/сут по жидкости, а все остальные добывающие скважины относят к разряду "прочих".

Обведненность нефти в малодебитных скважинах составляет до 10% Из 80 - 90 нагнетательных скважин выделяют 15 60 скважин с высокой приемистостью 500 м³/сут и более, остальные скважины относят к категории "с низкой приемистостью" до 500 м³/сут.

Hа каждом участке останавливают по 80 120 добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции 95% и более, в малодебитных добывающих скважинах снижают забойное давление с 15 22 МПа до 10 13 МПа, т. е. на 20 45% (прочие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме), останавливают 15 60 нагнетательных скважин с высокой приемистостью более 500 м³/сут, на остальных нагнетательных скважинах повышают давление закачки рабочего агента с 14 17 МПа до 18 20 МПа, т. е. на 10 20% при этом сохраняют соотношение объемов закачки и отбора в пределах каждого участка разработки.

При такой системе разработки удается увеличить в среднем на 5 т/сут дебит добывающих скважин, что позволяет сократить срок разработки залежи и увеличить нефтеотдачу.

Пример 2. Выполняют как пример 1, но на одном из участков разработки 100 добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции останавливают на срок от 0,5 до 1 мес, затем эксплуатируют в течение 5 7 мес. Затем скважины останавливают на 5 7 месяцев и т. д. При таком циклическом режиме обводненность добываемой продукции при остановках на 0,5 - 1 мес успевает снизиться до 70 90 а при эксплуатации в течение 0,5 1 мес восстановится до предельной, что дает прирост добычи нефти на 5 10 При выдержке 5 7 мес происходит процесс переформирования залежи, являющейся подготовительным периодом для циклической эксплуатации скважин в течение последующих 5 7 мес.

Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу залежи и сократить сроки разработки.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки
1. Муравьев И. М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М. Hедра, 1970, с. 103.

2. Авторское свидетельство СССР N 1693233, кл. Е 21 В 43/20, 1989, прототип.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции. На залежи выделяют участки разработки, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. На этих участках выделяют малодебитные добывающие скважины, а также нагнетательные скважины с высокой и низкой приемистостью. Затем снижают на 20 - 45 % забойное давление в малодебитных добывающих скважинах и останавливают нагнетательные скважины с высокой приемистостью. На 10 - 20 % повышают давление закачки в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью при сохранении соотношения объемов закачки и отбора в пределах участка разработки. Добывающие скважины с предельной обводненностью добываемой продукции возможно периодически останавливать на 5 - 7 мес и эксплуатировать 5 - 7 мес в циклическом режиме: 0,5 - 1 - мес остановка и 0,5 - 1 - мес эксплуатация. 1 з. п. ф -лы.

1. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку добывающих скважин с предельной обводненностью добываемой продукции, отличающийся тем, что на залежи выделяют участки разработки, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, на участках разработки выделяют малодебитные добывающие скважины, а также нагнетательные скважины с высокой и низкой приемистостью, снижают на 20 45% забойное давление в малодебитных добывающих скважинах, останавливают нагнетательные скважины с высокой приемистостью и на 10 20% повышают давление закачки в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью при сохранении соотношения объемов закачки и отбора в пределах участка разработки. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что добывающие скважины с предельной обводненностью добываемой продукции периодически останавливают на 5 7 месяцев и эксплуатируют 5 7 месяцев в циклическом режиме: 0,5 1 месяц остановка и 0,5 1 месяц эксплуатация.