СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

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

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 неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины и ввод дополнительных 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 неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин, согласно изобретению дополнительные скважины вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами, формируют замкнутую систему заводнения, а дебит жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину.

Существенными признаками изобретения являются:
1. отбор продукции через добывающие скважины;
2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3. ввод дополнительных скважин;
4. введение дополнительных скважин на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами;
5. формирование замкнутой системы заводнения;
6. выполнение дебита жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

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

На залежи размещают скважины и проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. На поздней стадии разработки после выработки основных запасов проводят анализ коллекторских свойств. На неоднородной залежи выделяют участки разработки с максимальной гидродинамической связью между скважинами. Такие участки отличаются высокой проницаемостью коллектора. На выделенных участках вводят в разработку дополнительные, как правило, добывающие скважины. Для этого проводят дополнительное разбуривание участка разработки. Формируют замкнутую систему заводнения, при которой одна добывающая скважина окружена несколькими, чаще всего четырьмя нагнетательными скважинами. Дебит жидкости добывающей скважины выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину. Дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва, выполнения боковых стволов и т. п.

В качестве рабочего агента используют пресную воду, минерализованную воду.

Совокупное использование изложенных действий позволяет повысить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 11,9%, средняя 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^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа.с, давление насыщения - 1,8 МПа, гаэосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На залежи размещают скважины и ведут отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Разрабатывают залежь в течение 20 лет до достижения поздней стадии. На залежи выделяют участок разработки с максимальной гидродинамической связью между скважинами, т. е. с максимальной проницаемостью, составляющей 0,1 мкм². На участке разработки бурят дополнительную добывающую скважину в центре между четырьмя нагнетательными скважинами, формируя замкнутую систему заводнения. Приемистости нагнетательных скважин составляют 50, 70, 80 и 100 м³/сут. В добывающей скважине проводят гидроразрыв и доводят дебит жидкости добывающей скважины до 300 м³/сут, т.е. выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину.

В результате нефтеотдача участка разработки повысилась на 6% и составила 57%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с неоднородными коллекторами.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Муравьев И.М. др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102 и 103.

2. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. - Казань. Мониторинг. 1996, с. 172 - 183.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтедобычи залежи. При разработке нефтяной залежи на поздней стадии отбирают продукцию через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и вводят дополнительные скважины. Их вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами. Формируют замкнутую систему заводнения. Дебит жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину. Дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва и выполнения боковых стволов.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин, отличающийся тем, что дополнительные скважины вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами, формируют замкнутую систему заводнения, а дебит жидкости добывающих скважин выполняют равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину, при этом дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва, выполнения боковых стволов.