СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий 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 многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов [2]
Известный способ позволяет извлекать из нефтяной залежи основные запасы, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более полного охвата пластов воздействием, вовлечения в разработку ранее неработавших продуктивных зон пластов.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, согласно изобретению залежь разбивают на нижний, средний и верхний объекты разработки, средний объект разработки разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14-16% после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве рабочего агента попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и отношения объемов закачки и отбора жидкости до 100% а верхний и нижний объекты разработки разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции 85-95% после чего в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 10-20%
При разработке многопластовой нефтяной залежи часть запасов залежи остается неохваченной воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

Многопластовую нефтяную залежь разбивают на объекты разработки по ярусам разработки. Каждый объект разрабатывают самостоятельной сеткой скважин. Средний объект разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14-16% по сравнению с начальным. За счет этого быстро окупаются затраты на обустройство месторождения, что позволяет переходить к разработке верхнего и нижнего объектов разработки в режиме заводнения. Первоначально заводнение верхнего и нижнего объектов разработки проводят пресной водой. Однако после обводнения добываемой продукции на 85-95% объем попутно добываемой с нефтью воды становится столь значительным, что позволяет перейти к использованию попутно добываемой воды в качестве рабочего агента во всех объектах разработки. Применение попутно добываемой воды повышает сродство рабочего агента пластовыми флюидами, а следовательно и нефтеотдачу залежи. Уменьшение объемов закачки попутно добываемой воды позволяет экономить энергоресурсы, в то же время такое уменьшение объемов закачки на 10-20% приводит к изменению режима заводнения. Одновременный переход к разработке среднего объекта разработки к режиму поддержания установившегося пластового давления способствует более полной выработке запасов нефти, чему также способствует и принимаемое отношение объемов закачки и отбора жидкости до 100% по среднему объекту разработки.

Попутно добываемая вода имеет меняющийся состав от скважины к скважине, от пласта к пласту, от сроков разработки залежи. В качестве примера состава попутно добываемой воды можно привести следующий состав: плотность 1,176 г/см³, минерализация 437,3 г/л, содержание ионов, г/л: Сl 149,94, НСО₃ 0,05, Са 18,4, Мg 6,08, Na+K 68,04.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Южно-Киенгопского месторождения. Залежь многопластовая, на залежи выделяют четыре яруса: башкирский, тульский, бобриковский, турнейский. В соответствии с этими ярусами характеристики залежи следующие: глубина залежи 1250, 1525, 1530, 1537 м, тип коллектора карбонатный, кварцевый песчаник и алевролит, карбонатный, пористость 17,19,19,11% проницаемость 130,800,800, 100 мД,средняя нефтенасыщенная толщина 16,2, 4,3, 9,8, 17,6 м площадь нефтеносности 538,6, 184,5, 479,8, 172,6 га, начальная отметка водонефтяного контакта -1059, -1276, -1343, -1349 м, начальное пластовое давление 13, 15,9, 15,9, 15,9 МПа, температура пласта 31, 34,5, 34,5, 35^oС, тип залежи: массивно-слоистый, пластово-сводовый, пластово-сводовый, пластовый, вязкость нефти в пластовых условиях 3,46, 2,44, 2,14, 1,77 Па, плотность нефти в поверхностных условиях 0,863, 0,835, 0,835, 0,839 г/см³, давление насыщения 9,67, 8,0, 10,47, 11,3 МПа, газовый фактор 16,7, 10, 10, 33 м³/т, содержание серы 1,95, 1,5, 1,5, 1,5% содержание парафинов 3,9, 3,6, 3,2, 3,3% содержание смол 7,55, 8,3, 8,0, 6,4%
Тульский и бобриковский ярусы выделяют в отдельный средний объект разработки. Башкирский ярус выделяют в верхний объект разработки, Турнейский ярус выделяют в нижний объект разработки.

Верхний и нижний объекты разработки разрабатывают, закачивая пресную воду в приконтурные зоны через 5 нагнетательных скважин на верхнем объекте и через 1 нагнетательную скважину на нижнем объекте разработки. Отбор нефти ведут через 12 добывающих скважин на верхнем объекте, 13 добывающих скважин на среднем объекте и 5 добывающих скважин на нижнем объекте разработки.

Залежь разрабатывают до снижения пластового давления на среднем объекте разработки с 15,9 до 13,7-13,4 МПа и до обводненности добываемой продукции на верхнем и нижнем объектах разработки 85-95% После этого в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду при сохранении режима поддержания пластового давления на верхнем и нижнем объектах разработки и с уменьшением объемов закачки рабочего агента с 0,65 до 0,50 млн.т в год, а на среднем объекте разработки переходят с естественного режима к режиму поддержания текущего пластового давления заводнением и нагнетанием попутно добываемой воды через 2 нагнетательные скважины и установлением годовых объемов закачки 0,25 млн.т и годовых объемов отбора жидкости 035 млн.т.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 3-4%

По способу разработки многопластовой нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Отбор нефти из пластов осуществляют через добывающие скважины. Залежь разбивают на нижний, средний и верхний объекты разработки. Средний объект разработки разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14-16%. Средний объект разработки переводят с естественного режима разработки режим заводнения. В качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду в режиме поддержания текущего пластового давления и отношения объемов закачки и отбора жидкости до 100%. Верхний и нижний объекты разработки разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции 85-95%. После этого в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 10-20%.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отличающийся тем, что залежь разбивают на нижний, средний и верхний объекты разработки, средний объект разработки разрабатывают на естественном режиме до снижения пластового давления на 14 16% после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве рабочего агента попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и отношения объемов закачки и отбора жидкости до 100% а верхний и нижний объекты разработки разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции 85
95% после чего в качестве рабочего агента используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 10 20%