СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий выделение эксплуатационных объектов, бурение добывающих и нагнетательных скважин на выделенные эксплуатационные объекты, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Вначале определяют общее увеличение начального амплитудного дебита нефти проектных скважин. Выделение эксплуатационных объектов производят в соответствии с критериями рационального объединения (Патент РФ № 2142046, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 27.11.1999).

Известный способ позволяет отобрать основные запасы нефти, однако нефтеотдача остается невысокой вследствие образования в пластах промытых каналов, по которым проходит рабочий агент, не затрагивая обойденные зоны, и невысокой вытесняющей способности рабочего агента.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме с выбором продолжительности цикла закачки и выработку пластов. Пласты разделяют на группы. Оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью. Во вторую группу включают менее проницаемые пласты. Продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп (Патент РФ № 2132940, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 10.07.1999 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать основные запасы нефти и за счет закачки воды в циклическом режиме нефть из застойных зон. Однако нефтеотдача остается невысокой вследствие невысокой вытесняющей способности воды (рабочего агента).

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в пласты в циклическом режиме, согласно изобретению, в качестве рабочего агента используют сточную воду и пластовую воду малой минерализации, в верхние пласты в циклическом режиме закачивают сточную воду, в нижний пласт в циклическом режиме закачивают в течение 7-9 мес. пластовую воду малой минерализации и в течение 3-5 мес. сточную воду.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти из пластов через добывающие скважины;

2. закачка рабочего агента в пласты в циклическом режиме;

3. использование в качестве рабочего агента сточной воды;

4. использование в качестве рабочего агента пластовой воды малой минерализации;

5. закачка в верхние пласты в циклическом режиме сточной воды;

6. закачка в нижний пласт в циклическом режиме в течение 7-9 мес. пластовой воды малой минерализации и в течение 3-5 мес. сточной воды.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов остается в пластах. Существующие способы позволяют отобрать из залежи основные запасы. Однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут отбор нефти из пластов через добывающие скважины и закачку рабочего агента в пласты в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют сточную воду, образующуюся после сепарации водонефтяной эмульсии, добываемой из залежи, и пластовую воду малой минерализации, специально добываемую из водонасыщенного пласта. В верхние пласты в циклическом режиме закачивают сточную воду, в нижний пласт в циклическом режиме закачивают в течение 7-9 мес. пластовую воду малой минерализации и в течение 3-5 мес. сточную воду. Циклический режим закачки рабочего агента предполагает закачку в течение определенного времени и остановку закачки в течение также определенного времени. Например, закачка в течение 10-20 сут. и остановка закачки в течение 10-20 сут. Для каждого пласта или даже участка пласта может применяться свой режим.

В качестве пластовой воды малой минерализации используют пластовую воду с плотностью от 1 до 1,005 кг/м³. Пластовую воду добывают через специально пробуренные водозаборные скважины из пластов, расположенных выше продуктивных пластов нефтяной залежи. Пластовую воду закачивают через нагнетательные скважины в продуктивные пласты нефтяной залежи сразу и без какой-либо подготовки. При этом вода практически не охлаждается и не насыщается кислородом.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками. Залежь многопластовая. В разработке находятся три продуктивных пласта: Тульский пласт, Бобриковский пласт и Турнейский пласт.

Тульский пласт имеет характеристики: глубина 1161-1171 м, коллектор терригенный поровый, средняя нефтенасыщенная толщина 2 м, пористость 19-23%, нефтенасыщенность 0,72, проницаемость 1,26-1,5 мкм², начальная пластовая температура 25°С, начальное пластовое давление 11,8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 40,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 868 кг/м³, давление насыщения нефти газом 3,2 МПа, газосодержание нефти 11,4 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 1,65 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях 1160 кг/м³

Бобриковский пласт имеет характеристики: глубина 1173 м, коллектор терригенный поровый, средняя нефтенасыщенная толщина 2,7 м, пористость 23%, нефтенасыщенность 0,72, проницаемость 1,072 мкм², начальная пластовая температура 25°С, начальное пластовое давление 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 36,8 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 885 кг/м³, давление насыщения нефти газом 3,4 МПа, газосодержание нефти 13,9 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 1,65 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях 1160 кг/м³.

Турнейский пласт имеет характеристики: глубина 1181-1204 м, коллектор карбонатный порово-трещинный, средняя нефтенасыщенная толщина 9,0-11,5 м, пористость 10-12%, нефтенасыщенность 0,74-0,74, проницаемость 0,005-0,23 мкм², начальная пластовая температура 25°С, начальное пластовое давление 12,1 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 854 кг/м³, давление насыщения нефти газом 4,1 МПа, газосодержание нефти 27,5 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях 1,66 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях 1160 кг/м³.

Все добывающие скважины работают в постоянном режиме. Нагнетательные скважины работают в периодическом режиме: 15 сут. - закачка рабочего агента, 15 сут. - остановка.

Через добывающие скважины отбирают нефть из Тульского пласта. Через добывающие скважины отбирают нефть из Бобриковского пласта. Через добывающие скважины отбирают нефть из Турнейского пласта.

В Тульский пласт через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - сточную воду в циклическом режиме 15 сут. - закачка рабочего агента, 15 сут. - остановка.

В Бобриковский пласт через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - сточную воду в циклическом режиме 15 сут. - закачка рабочего агента, 15 сут. - остановка.

В Турнейский пласт через нагнетательные скважины в течение 8 мес. закачивают пластовую воду малой минерализации в циклическом режиме 15 сут. - закачка рабочего агента, 15 сут. - остановка и в течение 4 мес. сточную воду в циклическом режиме 15 сут. - закачка рабочего агента, 15 сут. - остановка.

Сточная вода имеет следующие характеристики: плотность 1160 кг/м³, рН -6,2, содержание нефтепродуктов 14,67 мг/л, КВЧ 20,67 мг/л.

В качестве пластовой воды малой минерализации используют пластовую воду Сакмарского яруса, расположенного на глубине 300-500 м. Состав воды следующий, г/л: CL 0,8, SO₄ 1,5, НСО₃ 0,24, Са* 0,13, Mg* 0,23, Na+K 0,79, сумма 3,68. Плотность воды 1,003 кг/м³.

Средний дебит добывающих скважин по нефти составляет 4,13 т/сут., по жидкости - 5,81 м³/сут. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 80 м³/сут.

Расчеты нефтеотдачи залежи показывают, что в результате использования в качестве рабочего агента сточной воды и пластовой воды малой минерализации, режимов закачки сточной воды и пластовой воды малой минерализации удается повысить коэффициент нефтеотдачи с проектного 0,289 до 0,30.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке многопластовой нефтяной залежи отбирают нефть из пластов через добывающие скважины и закачивают рабочий агент в пласты через нагнетательные скважины в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют сточную воду и пластовую воду малой минерализации плотностью от 1 до 1,005 кг/м³. В верхние пласты в циклическом режиме закачивают сточную воду. В нижний пласт в циклическом режиме закачивают в течение 7-9 мес. пластовую воду малой минерализации и в течение 3-5 мес. сточную воду.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти из пластов через добывающие скважины и закачку рабочего агента в пласты в циклическом режиме, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют сточную воду и пластовую воду малой минерализации плотностью 1 - 1,005 кг/м³, в верхние пласты в циклическом режиме закачивают сточную воду, в нижний пласт в циклическом режиме закачивают в течение 7-9 месяцев пластовую воду малой минерализации и в течение 3-5 месяцев сточную воду.