Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяных месторождений.
Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемой при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1].
Недостатком известного способа является невысокая его эффективность при использовании в неоднородном пласте.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ заводнения нефтяной залежи, включающий проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин [2].
Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи при его использовании в обводненной залеже.
Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключения в разработку низкопроницаемых пропластков.
Указанная цель достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяной залежи, включающем проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины ведут до возрастания давления в пласте на 5 - 10% от текущего пластового давления до проведения гидравлических разрывов и при периодической ее остановке, при этом продолжительность закачки вытесняющего агента определяют с учетом расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности незаводненного пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
Сначала проводят гидравлические разрывы призабойных зон всех нагнетательных скважин залежи. Затем пускают нагнетательные скважины в работу и ведут закачку вытесняющего агента до тех пор, пока давление в пласте не возрастет до 5 - 10% по сравнению с давлением, существовавшим до проведения гидроразрывов.
После этого определяют продолжительность полуцикла закачки вытесняющего агента по известной формуле [3]:
где t - время полуцикла закачки, сек;
l - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами:
κ - средняя пьезопроводность незаводненного пласта, м2/сек.
Проводят периодическую остановку и пуск закачки во все нагнетательные скважины.
Проведение гидроразрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин приведет к возрастанию их проницаемости за счет образования трещин в пласте, а также - очистки забоев от механических и органических примесей.
Последующая закачка воды в нагнетательные скважины увеличивает их приемистость и охват пласта заводнением по толщине.
Закачку воды продолжают до момента возрастания давления в пласте на 5 - 10% по сравнению с давлением, замеренным до проведения гидроразрывов, для обеспечения достаточного энергетического ресурса для периодической остановки и возобновления заводнения.
Циклическая закачка будет способствовать вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластков.
Вследствие последующего снизится обводненность добываемой жидкости в целом по залеже.
Данный способ был опробован на залежи пласта T1 со следующим геолого-физическими характеристиками:
глубина залегания пласта - 1850 м
эффективная толщина - 7,6 м
пористость - 12%
проницаемость - 0,015 мкм2
пластовое давление:
начальное - 18,1 МПа
текущее - 14,0 МПа
вязкость нефти в пластовых условиях - 3,1 мПа · с
фонд скважин:
добывающих - 8 ед.
нагнетательных - 4 ед.
Сначала провели гидроразрывы призабойных зон пласта всех нагнетательных скважин. Вследствие этого среднесуточная приемистость 1 нагнетательной скважины возросла с 51 м3/сут до 207 м3/сут. После этого вели закачку воды до тех пор, пока давление в пласте не возросло на 10% (стало равным 15,4 МПа). За счет этого возросли динамические уровни добывающих скважин с 1000 - 1100 м до 700 - 800 м.
Затем определили полуцикл закачки по известной формуле [3] при l = 500 м, κ = 0,05 м2/с.
Время полуцикла закачки оказалось равным 30 суткам.
В первом полуцикле, равном 30 суткам, остановили работу всех нагнетательных скважин. Во втором полуцикле, в течение 30 суток, закачали воду во все нагнетательные скважины.
Эффективность от проведения предлагаемого способа составила 14,7% от всей годовой добычи нефти в целом по залежи.
Источники информации
1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичный методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985, с. 144 - 145.
2. А.С. СССР N 1082332, 23.03.84, Бюл. N 11.
3. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985, с. 146 - 147.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1998 |
|
RU2149986C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1995 |
|
RU2103486C1 |
СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1996 |
|
RU2103488C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2136863C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ОБВОДНЕННЫМИ ПРОПЛАСТКАМИ | 1996 |
|
RU2128281C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1995 |
|
RU2103489C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1994 |
|
RU2085711C1 |
Способ разработки нефтяной залежи | 1987 |
|
SU1553658A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2105873C1 |
КОМБИНИРОВАННЫЙ СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ФРОНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ | 1998 |
|
RU2136860C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключение в разработку низкопроницаемых пропластков. Сущность изобретения: закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины ведут до возрастания давления в пласте на 5 - 10% от текущего пластового давления до проведения гидравлических разрывов и при периодической ее остановке, при этом продолжительность закачки вытесняющего агента определяют с учетом расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности незаводненного пласта.
Способ заводнения нефтяной залежи, включающий проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины ведут до возрастания давления в пласте на 5 - 10% от текущего пластового давления до проведения гидравлических разрывов и при периодической ее остановке, при этом продолжительность закачки вытесняющего агента определяют с учетом расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности незаводненного пласта.
Способ разработки залежи нефти | 1979 |
|
SU1082332A3 |
Способ разработки нефтяной залежи | 1991 |
|
SU1807209A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ | 1996 |
|
RU2103487C1 |
RU 2059062 C1, 27.04.1996 | |||
СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1994 |
|
RU2072032C1 |
СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1996 |
|
RU2103488C1 |
US 3498378 A, 03.03.1970. |
Авторы
Даты
2001-03-10—Публикация
1999-01-12—Подача