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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий рядное размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ позволяет извлекать основные запасы залежи, однако при этом в залежи остаются не вовлеченные в разработку зоны.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий рядное размещение скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и циклический отбор нефти через добывающие скважины [2]
Известный способ позволяет вовлечь в работу некоторые застойные зоны, однако большое количество нефти остается в залежи. Нефтеотдача залежи остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи скважины.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем рядное размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме, согласно изобретению определяют пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, при этом нагнетательные скважины эксплуатируют в циклическом режиме: 10 -15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 остановлены, а добывающие скважины в течение 5 7 мес из ближайшего ряда добывающих скважин останавливают напротив остановленных нагнетательных скважин на время остановки ближайших нагнетательных скважин, а в течение 5 7 мес работают в постоянном режиме, при этом разработку ведут в режиме поддержания установленного пластового давления.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Рядное размещение скважин.

2. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме.

3. Отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме.

4. Определение пластового давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту.

5. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту.

6. Отбор нефти через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту.

7. Осуществление циклического режима работы нагнетательных скважин 10-15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 остановлены.

8. Осуществление циклического режима работы добывающих скважин: в течение 5-7 мес напротив остановленных нагнетательных скважин в ближайшем ряду добывающих скважин остановка добывающих скважин на время остановки ближайших нагнетательных скважин, в течение 5-7 мес эксплуатация добывающих скважин в постоянном режиме.

9. Проведение разработки в режиме поддержания установленного пластового давления.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Существующие способы циклического воздействия на залежь позволяют извлекать основные запасы нефти, однако при этом в залежи остаются непромытые застойные зоны с весьма значительными запасами нефти. В предложенном способе наряду с циклическим воздействием предлагается осуществлять разработку при специально определенном пластовом давлении. Для этого определяют пластовое давление, при котором при закачке рабочего агента происходит интенсивный прорыв рабочего агента по пласту. В случае такой закачки добывающие скважины должны будут быстро обводниться. Однако такое пластовое давление устанавливают только в зоне нагнетания, т.е. в зоне ряда нагнетательных скважин. При этом закачиваемый рабочий агент быстро образует фронт вытеснения, расположенный вдоль нагнетательного ряда.

В то же время в зоне отбора, т.е. зоне размещения рядов добывающих скважин устанавливают пластовое давление ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. При этом в зоне отбора происходит постепенное фронтальное вытеснение нефти без прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Вовлекаются в разработку зоны пласта, которые в обычном случае остались бы обойденными рабочим агентом.

Пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту возможно определить несколькими способами. Один из простейших по давлению раскрытия трещин в пласте. Это давление для каждого пласта индивидуально. Его определяют при переводе добывающих скважин в нагнетательные по изменению приемистости прослоев, возникающему при изменении давления закачки. При этом, как правило, появляется интервал продуктивного пласта, поглощающая способность которого резко увеличивается, т.е. раскрытие трещин в этом интервале приводит к резкому увеличению проницаемости и как следствие, прорыву рабочего агента по этому интервалу и преждевременному обводнению добываемой продукции. Пластовое давление, при котором наблюдается подобный эффект, принимают за давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. В зоне нагнетания поддерживают пластовое давление выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, а в зоне отбора поддерживают пластовое давление ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту.

Другим способом определения пластового давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту может служить практика разработки данного месторождения, определение пластового давления и и скорости обводнения добываемой продукции в добывающих скважинах.

Совместное применение циклического режима и режима поддерживания соответствующего пластового давления приводит к сверхсуммарному результату по нефтеотдаче залежи.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь Муравленковского месторождения со следующими характеристиками: глубина 2653 м, размеры залежи 29,5Х13,5 км, тип коллектора терригенный, абсолютная отметка ВНК 2585 м, нефтенасыщенная толщина 15,5 м, средняя проницаемость 100 мД, средняя пористость 0,187, начальное пластовое давление 26,5 МПа, давление насыщения 12,0 МПа, пластовая температура 84^oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,97, газонасыщенность 59 м³/т, плотность нефти в пластовых условиях 0,844 г/см³, коэффициент песчанистости 0,65, коэффициент расчлененности 4,85, коэффициент прерывистости 0,18, пористость 22% нефтенасыщенность 70% объемный коэффициент 1,177, плотность нефти в пластовых условиях 0,772 г/см³, вязкость нефти при 20^oC 12,7 сП, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 сП, плотность воды в пластовых условиях 1,007 г/см³. Фонд добывающих скважин 675, фонд нагнетательных скважин 171.

На залежи выделяют участок разработки, ограниченный 24 нагнетательными скважинами, размещенными в два ряда. Внутри рядов нагнетательных скважин размещены 128 добывающих скважин в 5 рядах. Закачивают подтоварную пластовую воду в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Определяют пластовое давление, при котором происходит интенсивный прорыв рабочего агента по пласту. При переводе добывающей скважины в нагнетательную снимают профильпоглощения и определяют что при давлении 24,3 МПа резко меняется (увеличивается) приемистость пропластков продуктивного пласта. Это давление принимают за давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления в зоне закачки (в нагнетательном ряду) текущего пластового давления 28,0 МПа. Отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора 23,5-24 МПа. Выполняют циклический режим работы нагнетательных скважин: 10-15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 остановлены, 10-15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 остановлены. Добывающие скважины в течение 5-7 мес напротив остановленных нагнетательных скважин в ближайшем ряду добывающих скважин останавливают на время остановки ближайших нагнетательных скважин, в течение 5-7 мес добывающие скважины эксплуатируют в постоянном режиме. Годовые объемы закачки рабочего агента и объемы отборов пластовых флюидов регулируют, поддерживая установленное пластовое давление.

Сравнение показателей разработки соседних участков залежи показывают, что на участке с циклическим воздействием и повышенным пластовым давлением выше давления интенсивного прорыва рабочего агента в зоне отбора наблюдается увеличение обводненности на 7-8% ежегодно. На участке с циклическим воздействием и пластовым давлением в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента увеличение обводненности составляет 2% в год. При этом участки введены в разработку практически в одинаковое время.

Применение предложенного способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции, вовлечь в разработку дополнительную часть запасов залежи и тем самым увеличить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной скважины на поздней стадии. На залежи проводят рядное размещение скважин. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбирают нефть через добывающие скважины в циклическом режиме. Определяют пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Нагнетательные скважины эксплуатируют в циклическом режиме: 10 - 15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 - остановлены, 10 - 15 суток каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 - остановлены, 10 - 15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 - остановлены, 10- 15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 - остановлены, а добывающие скважины в течение 5 - 7 мес из ближайшего ряда добывающих скважин останавливают напротив остановленных нагнетательных скважин на время остановки ближайших нагнетательных скважин, а в течение 5 - 7 месяцев работают в постоянном режиме, при этом разработку ведут в режиме поддержания установленного пластового давления.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий рядное размещение скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что определяют пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту, при этом нагнетательные скважины эксплуатируют в циклическом режиме: 10 15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 остановлены, 10 15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 остановлены, а добывающие скважины, размещенные в ближайшем ряду напротив остановленных нагнетательных скважин, останавливают в течение 5 7 месяцев на время остановки нагнетательных скважин, а в последующие 5 7 месяцев их эксплуатируют в постоянном режиме, при этом разработку ведут в режиме поддерживания установленного пластового давления.