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 в циклическом режиме.

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.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [2]
Известный способ позволяет извлечь из нефтяной залежи повышенное количество нефти, однако большее ее количество остается в продуктивных пластах.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов, на участке разработки циклический режим работы нагнетательных скважин проводят с ограничением объемов закачки ниже объемов отборов жидкости по участку, до 30% отбора добываемой продукции перераспределяют от добывающих скважин с обводненностью более 60% на добывающие скважины с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин, добывающие скважины с обводненностью более 96% размещенные вблизи нагнетательных скважин, запускают в момент остановки нагнетательных скважин и останавливают при запуске нагнетательных скважин, добывающие скважины с обводненностью более 96% размещенные на залежи, запускают и останавливают в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов, разработку участка в установленном режиме продолжают до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее на 0,5-1,0 МПа начального, на участке разработки с нефтенасыщенностью менее 0,55 до пластового давления менее начального на 2-4 МПа.

Существенными признаками изобретения являются
1. циклическая закачка рабочего агента через нагнетательные скважины,
2. отбор нефти через добывающие скважины,
3. выделение участка разработки с пониженной нефтенасыщенностью и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов,
4. проведение циклического режима работы нагнетательных скважин с ограничением объемов закачки ниже объемов отбора жидкости по участку разработки,
5. перераспределение до 30% добываемой продукции от добывающих скважин с обводненностью более 60% на добывающие скважины с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин,
6. запуск в момент остановки нагнетательных скважин добывающих скважин с обводненностью более 96% размещенных вблизи нагнетательных скважин,
7. остановка этих добывающих скважин при запуске нагнетательных скважин,
8. запуск и остановка добывающих скважин с обводненностью более 96% размещенных на залежи, в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов,
9. разработка участка в установленном режиме до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее на 0,5-1,0 МПа начального, на участке разработки с нефтенасыщенностью менее 0,55 до пластового давления менее на 2-4 МПа начального.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке нефтяной залежи в циклическом режиме удается частично извлечь нефть из застойных и слабодренируемых зон. Увеличению полноты выработки нефтяной залежи, т. е. увеличению нефтеотдачи залежи, способствуют действия, предпринимаемые согласно предложенному изобретению.

Для решения намеченной задачи на залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов. Как правило, степень обводненности добываемой продукции и степень выработки начальных извлекаемых запасов должны быть близки. Если наблюдается превышение степени обводненности над степенью выработки, то это свидетельствует о неточно выбранных режимах заводнения. В основном такое положение имеет место при превышении текущего пластового давления по сравнению с начальным, вызванным увеличенными объемами закачки рабочего агента по сравнению с объемами отборов. Особенно сильно этот эффект сказывается на залежи с пониженной нефтенасыщенностью продуктивного пласта -порядка 0,55-0,60 и ниже. Повышенные объемы закачки способствуют преждевременному прорыву рабочего агента к добывающим скважинам, захоронению в залежи части извлекаемых запасов и повышенному обводнению добываемой продукции. Для приведения в соответствие степени обводненности и степени выработки осуществляют циклический режим нагнетательных скважин с ограничением объемов закачки рабочего агента ниже объемов отбора жидкости по участку. Перераспределение до 30% отбора добываемой продукции на добывающие скважины с обводненностью менее 60% способствует преимущественному извлечению нефти из зон, не подверженных отрицательному влиянию повышенных объемов закачки рабочего агента. Циклическая работа добывающих скважин с обводненностью более 96% способствует усилению циклического воздействия, изменению направлений потоков пластовых флюидов и дополнительному извлечению нефти.

В зависимости от нефтенасыщенности продуктивного пласта добиваются величины снижения текущего пластового давления. Разработка залежи при пониженном пластовом давлении способствует приведению в соответствие степени обводненности добываемой продукции и степени выработки начальных извлекаемых запасов и увеличению нефтеотдачи залежи.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. 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 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% объемных коэффициент 1,177, плотность нефти в пластовых условиях 0,772 г/см³, вязкость нефти при 20^oC 12,7 сПз, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 сПз, плотность воды в пластовых условиях 1,007 г/см³. Фонд добывающих скважин 675, фонд нагнетательных скважин 171.

Через 20 нагнетательных скважин закачивают попутную пластовую воду в циклическом режиме: 15 сут закачка, 15 сут остановка. Через 80 добывающих скважин отбирают нефть.

На залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта порядка 0,55-0,6, обводненностью добываемой продукции порядка 40% и степенью выработки начальных извлекаемых запасов порядка 30%
Участок разрабатывают в режиме, при котором объем закачки рабочего агента составляет 5000 м³/сут, а объем отбора жидкости по участку составляет 6500 м³/сут. При этом пластовое давление постепенно уменьшается.

Останавливают 23 добывающие скважины с обводненностью более 60% что составляет 30% отбора добываемой продукции. В то же время интенсифицируют работу 25 добывающих скважин с обводненностью менее 60% доводя добычу нефти до установленного уровня.

7 обводненных добывающих скважин в рядах, ближайших к рядам нагнетательных скважин, с обводненностью более 96% запускают на 15 сут при остановке нагнетательных скважин на 15 сут и останавливают на 15 сут при работе нагнетательных скважин в течение 15 сут.

5 добывающих скважин с обводненностью более 90% размещенных в дальних рядах от рядов нагнетательных скважин, запускают и останавливают на 10-20 сут, чем обеспечивают перераспределение направлений потоков пластовых флюидов и снижение пластового давления.

Разработку участка залежи продолжают в установленном режиме до снижения пластового давления до 25,5-26,0 МПа, т.е. на 0,5-1,0 МПа меньше начального. После этого переходят к режиму поддержания текущего пластового давления соответствием объемов закачки и отбора жидкости.

Пример 2. Выполняют как пример 1, но на залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью порядка 0,47-0,55.

Разработку участка залежи продолжают до снижения пластового давления до 22,5-24,5 МПа, т.е. на 2-4 МПа ниже начального, после чего переходят к режиму поддержания текущего пластового давления.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи и снизить текущую обводненность добываемой продукции.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки.

1. И.М. Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М. Недра, 1970, с. 102.

2. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с. 143 прототип.

Изобретение относится к способам разработки нефтяной залежи и может быть использовано при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме. Производят циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов. На участке разработки циклический режим работы нагнетательных скважин проводят с ограничением объемов закачки ниже объемов отбора жидкости по участку. До 30% отбора добываемой продукции перераспределяют от добывающих скважин с обводненностью более 60% на добывающие скважины с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные вблизи нагнетательных скважин, запускают в момент остановки нагнетательных скважин и останавливают при запуске нагнетательных скважин. Добывающие скважины с обводненностью более 96%, размещенные на залежи, запускают и останавливают в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов. Разработку участка в установленном режиме продолжают до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее на 0,5-1,0 МПа начального, на участке разработки с нефтенасыщенностью менее 0,55 - до пластового давления менее начального на 2-4 МПа.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи выделяют участок разработки с пониженной нефтенасыщенностью пласта и с превышением степени обводненности добываемой продукции над степенью выработки начальных извлекаемых запасов, на участке разработки циклический режим работы нагнетательных скважин проводят с ограничением объемов закачки ниже объемов отбора жидкости по участку, до 30% отбора добываемой продукции перераспределяют от добывающих скважин с обводненностью более 60% на добывающие скважины с обводненностью менее 60% с интенсификацией отборов из малообводненных скважин, добывающие скважины с обводненностью более 96% размещенные вблизи нагнетательных скважин, запускают в момент остановки нагнетательных скважин и останавливают при запуске нагнетательных скважин, добывающие скважины с обводненностью более 96% размещенные на залежи, запускают и останавливают в соответствии с запуском и остановкой нагнетательных скважин для снижения пластового давления и перераспределения направлений потоков пластовых флюидов, разработку участка в установленном режиме продолжают до снижения пластового давления на участке разработки с нефтенасыщенностью более 0,55 до пластового давления менее на 0,5 1,0 МПа начального, на участке разработки с нефтенасыщенностью менее 0,55 - до пластового давления менее начального на 2 4 МПа.