СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.

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 достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин [2]
Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако значительная часть запасов нефти остается в залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин, согласно изобретению, на участках разработки проводя чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляя работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующей совокупностью операций.

На залежи размещают скважины по рядной или блочно-замкнутой системе разработки и проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в периодическом режиме. То есть на участках разработки проводят чередование отбора нефти через добывающие скважины и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины. При отборе нефти через добывающие скважины останавливают работу нагнетательных скважин и наоборот, при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины останавливают работу добывающих скважин. При этом работу скважин соседних участков осуществляют в противофазе. При повышении пластового давления за счет работы нагнетательных скважин на одном участке разработки снижают пластовое давление за счет работы добывающих скважин на соседнем участке. За счет этого в разработку подключаются низкопроницаемые зоны залежи. При отборе продукции интенсивно снижается пластовое давление в высокопроницаемой зоне, а в низкопроницаемой медленнее. Создается перепад давлений между зонами с различной проницаемостью, и возникает фильтрация нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны в высокопроницаемую зону и к добывающим скважинам. Уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин или отдельных скважин. При этом происходит смена направлений потоков пластовых флюидов и режимов изменения пластового давления, что ведет к дополнительной фильтрации нефти из низкопроницаемых зон. В одной, нескольких или всех добывающих скважинах участка разработки проводят форсированный отбор жидкостей. Вокруг такой скважины возникает зона форсированного отбора, что сопровождается значительным поступлением нефти из низкопроницаемых зон. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления.

При снижении забойного давления происходит пропорциональное увеличение дебита скважины до достижения оптимального забойного давления. После этого при дальнейшем снижении забойного давления происходит резкое замедление роста дебита, а затем и его снижение. Это эффект объясняется началом фильтрации газированной жидкости и закрытием пор пласта в призабойной зоне скважины. Ступенчатый вывод скважины на режим форсированного отбора позволяет постепенно сформировать в пласте форсированные потоки жидкостей без резких гидродинамических нагрузок на пласт, что способствует сохранению проницаемости пласта и повышению дебитов скважин.

В качестве рабочего агента используют пресную воду, минерализованную воду с нижнего горизонта.

Совокупное использование изложенных действий позволяет повысить нефтеотдачу залежи.

Пример. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм², нефтенасыщенность 61,1% абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПа•с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%
На залежи размещают скважины по рядной системе заводнения с разрезающими рядами нагнетательных скважин. Срединные ряды добывающих скважин образуют зону стягивания. На участке разработки проводят отбор нефти через 90 добывающих скважины и закачку рабочего агента через 40 нагнетательных скважины в режиме: через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в течение 15 сут, добывающие скважины останавливают на 15 сут. Затем в следующие 15 сут работу скважин меняют на противоположные. В качестве рабочего агента используют высокоминерализованную воду с нижнего горизонта плотностью 1180-1200 кг/м³. Скважины соседних участков работают в противофазе с работой участка разработки. В добывающей скважине в центре участка разработки проводят форсированный отбор жидкостей. Выведение скважины на режим форсированного отбора жидкостей осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины каждый раз ориентировочно на 30% по сравнению с предыдущим дебитом до достижения оптимального забойного давления, то есть дебита 20 м³/сут при забойном давлении 13 МПа до дебита 80 м³/сут при забойном давлении 8 МПа через ступенчатое увеличение дебита до 26, 35, 46, 60, 80 м³/сут. По мере обводнения добываемой продукции добывающие скважины в рядах, перпендикулярных рядам нагнетательных скважин, переводят в нагнетательные, образуя разрезающие ряды нагнетательных скважин.

В результате разработки нефтеотдача участка разработки повысилась на 6% и составила 57%
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Способ относится к разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. На участках разработки проводят чередующийся отбор нефти через добывающие скважины. Закачку рабочего агента проводят через нагнетательные скважины. Работу скважин соседних участков осуществляют в противофазе. Уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин. Осуществляют форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин. Выход на форсированный режим производят ступенчатым увеличением дебита скважины.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и форсированный отбор жидкости на части добывающих скважин, отличающийся тем, что на участках разработки проводят чередующийся отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, осуществляют работу скважин соседних участков в противофазе, уменьшают размеры участков разработки размещением разрезающих рядов нагнетательных скважин, при этом осуществляют выход на форсированный режим ступенчатым увеличением дебита скважины.