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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке русловой 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 нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, размещенные по площади залежи [2].

Известный способ позволяет охватить воздействием площадь залежи, однако нефтеотдача залежи остается невысокой вследствие невовлечения в разработку части залежи и истощения энергии пласта.

В предложенном способе решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более точного анализа конфигурации залежи, рационального размещения скважин и режима разработки залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки русловой нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению залежь разрабатывают до снижения пластового давления на 12-14% ниже начального, залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор, размещают нагнетательные скважины вдоль линии внешнего контура нефтеносности и вдоль береговой линии в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м, разрабатывают залежь в режиме годового повышения пластового давления на 3-5% до достижения начального пластового давления.

Разработка нефтяной залежи при нерациональном размещении скважины без анализа конфигурации залежи приводит к потерям нефти в залежи, и, следовательно, к снижению нефтеотдачи залежи. Этому же способствует и неверный режим разработки залежи. В предложенном способе решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более точного анализа конфигурации залежи, рационального размещения скважин и режима разработки залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

Анализируют конфигурацию залежи и определяют, что залежь имеет вытянутую конфигурацию древней реки, т.е. залежь русловая. Залежь ограничена по береговым линиями замещениями на неколлектор, а с торцов - водонефтяным контактом. При такой конфигурации залежи рационально разместить нагнетательные скважины по внешнему контуру, т.е. по береговым линиями и по линиям водонефтяного контакта. При нагнетании рабочего агента через нагнетательные скважины происходит как бы охват залежи, воздействие без потерь зон охвата. Вся нефть вытесняется к центру к добывающим скважинам. Снижение давления на первом этапе разработки на 12-14% ниже начального позволяет быстро добыть нефть для окупания затрат на обустройство залежи и произвести отток нефти из приграничных зон к центру залежи. Последующее размещение нагнетательных скважин в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м способствует максимальному охвату экономически обоснованных толщин пластов воздействием. При этом улучшаются условия заводнения, так как рабочий агент поступает в зоны с пониженным пластовым давлением. Дальнейшую разработку ведут в режиме повышения пластового давления на 3-5% в год до достижения начального пластового давления, подходя к наиболее выгодному с точки зрения нефтеотдачи режиму.

Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь Западно-полуденного месторождения со следующими характеристиками: глубина залежи 1650 м, температура пласта 64^oC, пластовое давление 17,2 МПа, пористость 25%, проницаемость 0,096 мкм², газосодержание 32 м³/т, давление насыщения 7,9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 3,37 МПа•с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,876 г/см³, тип залежи пластово-сводовая. Залежь имеет вытянутую в меридианальном направлении форму. Добывающие скважины размещают по сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Ограничивают залежь линиями внешнего контура нефтеносности, проходящими с запада на восток в северной и южной частях залежи. Залежь ограничивают также береговыми линиями замещения на неколлектор, проходящими с севера на юг в западной и восточной частях залежи. Залежь разрабатывают, отбирая нефть через 35 скважин до достижения пластового давления 15,14-14,80 МПа по залежи. При этом достигают обводненности добываемой продукции 40%. Средний дебит добывающих скважин по нефти составляет 35 т/сут, по жидкости 58 м³/сут. Со стороны водонефтяного контакта обводняющие скважины переводят в нагнетательные, формируя фронт вытеснения по линии естественного продвижения фронта обводнения скважин. По береговым линиям замещения на неколлектор в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м скважины, которые эксплуатировались как добывающие, переводят в нагнетательные. Разрабатывают залежь в режиме повышения пластового давления в год на 3-5% по залежи до достижения начального пластового давления, после чего залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления.

Применение предположенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 2-3%.

Источники информации.

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

2. Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 82.

Использование: изобретение относится к нефтяной промышленности, может быть использовано при разработке русловой нефтяной залежи и обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке русловой нефтяной залежи отбирают нефть через добывающие скважины до снижения пластового давления на 12-14% ниже начального. Залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор. Размещают нагнетательные скважины вдоль линии внешнего контура нефтеносности и вдоль береговой линии в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м. В дальнейшем разрабатывают залежь в режиме годового повышения пластового давления на 3-5% до достижения начального пластового давления.

Способ разработки русловой нефтяной залежи, включающий размещение нагнетательных скважин вдоль береговой линии и разработку залежи с отбором нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещают вдоль береговой линии и вдоль внешнего контура нефтеносности, залежь ограничивают линиями внешнего контура нефтеносности и береговыми линиями замещения на неколлектор и разрабатывают ее до снижения пластового давления на 12 - 14% ниже начального, в последующем нагнетательные скважины размещают в местах с толщиной нефтенасыщенной части продуктивного пласта менее 2 м, при этом дальнейшую разработку ведут в режиме годового повышения пластового давления на 3 - 5% до достижения начального пластового давления.