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

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

Известен способ нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ применим, в основном, на ранней стадии и не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ [2].

Известный способ позволяет отбирать основные запасы и запасы залежи из доразведанных зон, однако при этом определение границ проводится с невысокой точностью, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более точного определения границ залежи и вовлечения в разработку ранее невовлеченных запасов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с последующей доразведкой залежи и определением ее границ, согласно изобретению за предполагаемой линией замещения на неколлектор анализируют глубину кровли песчаного тела на отметках продуктивного пласта и сравнивают с глубиной водонефтяного контакта, при глубине кровли песчаного тела выше глубины водонефтяного контакта и толщине песчаного тела более 4 м бурят разведочную скважину на расстоянии, соответствующем 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин, при наличии нефтяного пласта с пониженным пластовым давлением в разведочной скважине и пониженной нефтенасыщенности коллектора бурят наклонные дополнительные скважины с того же основания с расстоянием между забоями скважин в нефтяном пласте, соответствующим 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин, отбор нефти из пробуренных скважин ведут до снижения дебитов не более чем на 20%, а затем продолжают разработку в режиме поддержания пластового давления.

Как правило, при разработке нефтяных месторождений уточнение границ и запасов происходит при разбуривании залежи. Однако при бессистемном разбуривании возникают большие расходы на бурение скважин в краевых зонах, когда скважины не попадают в продуктивные зоны. В предложенном изобретении решается задача более точного прогнозирования продуктивных зон залежи и за счет этого сокращение затрат на нерациональное бурение, уточнение границ залежи и ее запасов, а следовательно, увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующей совокупностью действий. По данным геофизических исследований за предполагаемой линией замещения на неколлектор анализируют глубину кровли песчаного тела на отметках продуктивного пласта и сравнивают с глубиной водонефтяного контакта. При глубине кровли песчаного тела выше глубины водонефтяного контакта и толщине песчаного тела более 4 м бурят разведочную скважину на расстоянии, соответствующем 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин. Наличие песчаного тела на отметках продуктивного пласта позволяет сделать заключение о возможности распространения коллектора за линию предполагаемого замещения на неколлектор. Превышение отметок кровли песчаного тела над отметками водонефтяного контакта и толщина, соответствующая толщине продуктивного горизонта, увеличивает возможность нахождения в данной зоне нефтяного пласта. Бурение разведочной скважины на расстоянии, соответствующем 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин, оправдано как с точки зрения вероятности нахождения нефтяной зоны, так и с точки зрения системы размещения скважин на залежи. При наличии нефтяного пласта в разведочной скважине с пониженным пластовым давлением и пониженной нефтенасыщенностью коллектора бурят наклонные дополнительные скважины с того же основания с расстоянием между забоями скважин в нефтяном пласте, соответствующим 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин. Наличие пониженного пластового давления и пониженной нефтенасыщенности свидетельствуют о наличии гидродинамической связи с ранее разбуренной частью залежи, а следовательно, о продлении залежи в данном направлении. Далее отбор нефти из пробуренных скважин ведут до снижения дебитов не более чем на 20%. При этом пластовое давление на данном участке разработки и в прилегающих зонах снижается и возникает возможность для дальнейшего анализа новых границ залежи. После этого продолжают разработку в режиме поддержания пластового давления для достижения наибольшей нефтеотдачи залежи.

Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь Первомайского месторождения со следующими характеристиками: глубина 2497 м, пластовое давление 26 МПа, пластовая температура 90^oC, пористость 18%, проницаемость 24 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 0,9 МПа•с, давление насыщения 6,34 МПа, газосодержание нефти 33,6 м³/т, коэффициент нефтеизвлечения 0,465. Нефтяную залежь разрабатывают по трехрядной избирательной системе заводнения. Плотность сетки скважин - 500 х 500 м. Отбирают нефть через 554 добывающие скважины, закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду через 239 нагнетательных скважин. В краевой зоне залежи, контактирующей с предполагаемой по разведочным данным линией замещения на неколлектор, скважины эксплуатируют как добывающие в течение года. После этого анализируют данные геофизических исследований о глубине кровли песчаного тела на отметках 2497 м, т. е. на отметках продуктивного пласта. Определяют, что глубина кровли песчаного тела лежит на отметках порядка 2490 м, т.е. выше глубины водонефтяного контакта, находящегося на отметке 2506 м. Толщина песчаного тела составляет величину порядка 8 м, т.е. более 4 м. На расстоянии 1500 м за линией предполагаемого замещения на неколлектор от ближайшей скважины, расположенной на залежи, бурят разведочную скважину и определяют, что в ней имеет место продуктивный нефтяной пласт мощностью 6 м на глубине 2496 м. Пластовое давление в пробуренной скважине равно 25,8 МПа, ниже первоначального пластового давления на 0,2 МПа. Делают заключение о продолжении залежи в исследованном направлении. Бурят с того же основания 5 наклонных скважин с расстоянием между забоями в продуктивном пласте, равном 1000-2000 м. Отбор нефти из пробуренных скважин ведут на естественном режиме до снижения начальных дебитов с 30 до 24 т/сут, что свидетельствует о снижении начального пластового давления и о возможности продолжения проведения исследований по уточнению границ залежи. На соседних участках разработки вновь анализируют геофизические данные и бурят скважины на расстоянии от 1000 до 2000 м от ближайшей скважины залежи. При наличии нефти в продуктивном пласте отбор ведут до уменьшения дебита не более чем на 20%. Дальнейшую разработку участков залежи продолжают в режиме поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи за счет уточнения ее границ и вовлечения в разработку ранее не вовлеченных запасов.

Источники информации
1. Желтов Ю. П. и др. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с. 95.

2. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. М., 1957, с. 165-172, прототип.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Разрабатывают нефтяную залежь путем отбора нефти через добывающие скважины и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины. За предполагаемой линией замещения на неколлектор анализируют глубину кровли песчаного тела на отметках продуктивного пласта и сравнивают с глубиной водонефтяного контакта. При глубине кровли песчаного тела выше глубины водонефтяного контакта и толщине песчаного тела более 4 м бурят разведочную скважину на расстоянии, соответствующем 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин. При наличии нефтяного пласта с пониженным пластовым давлением в разведочной скважине бурят наклонные дополнительные скважины с того же основания с расстоянием между забоями скважин в нефтяном пласте, соответствующим 2-4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин. Отбор нефти из пробуренных скважин ведут до снижения дебитов не более чем на 20%. Разработку залежи продолжают в режиме поддержания пластового давления.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с доразведкой залежи и определением ее границ, отличающийся тем что за предполагаемой линией замещения на неколлектор анализируют глубину кровли песчаного тела на отметках продуктивного пласта и сравнивают с глубиной водонефтяного контакта, при глубине кровли песчаного тела выше глубины водонефтяного контакта и толщине песчаного тела более 4 м бурят разведочную скважину на расстоянии, соответствующем 2 - 4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин, при наличии нефтяного пласта с пониженным пластовым давлением в разведочной скважине бурят наклонные дополнительные скважины с того же основания с расстоянием между забоями скважин в нефтяном пласте, соответствующем 2 - 4-кратному расстоянию между скважинами в сетке существующих скважин, отбор нефти из пробуренных скважин ведут до снижения дебитов не более чем 20%, а разработку залежи продолжают в режиме поддерживания пластового давления.