СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 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 зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемом коллекторе, изменение направлений фильтрационных потоков в пласте путем изменения режима работы добывающих и нагнетательных скважин, вскрывших малопроницаемые пласты. После разбуривания месторождения сеткой скважин выявляют закольматированные участки в малопроницаемой зоне пласта, добывающие скважины, вскрывшие малопроницаемые пласты, и нагнетательные скважины, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью. Затем на участках с малопроницаемыми коллекторами вводят дополнительные нагнетательные скважины с горизонтальным стволом. Стволы направляют в сторону закольматированного участка. Пластовое давление в малопроницаемой зоне пласта поддерживают больше давления в высокопроницаемой зоне. Горизонтальный ствол проводят ниже предполагаемого динамического уровня жидкости при эксплуатации скважины на изливе (Патент РФ N 2217582, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2003.11.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать месторождение с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины из пластов. Останавливают, по крайней мере, одну скважину, цементируют ранее перфорированные интервалы, устанавливают в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный ствол в невыработанном пласте. Располагают новый забой на расстоянии не менее 50 м от забоя ранее пробуренной скважины. Пробуренную скважину используют как нагнетательную. Длину горизонтального участка скважины выполняют, исходя из необходимой приемистости скважины. Давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через заколонное пространство основного ствола скважины. Закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме. В добывающих скважинах повышают забойное давление на величину уменьшения давления закачки рабочего агента в нагнетательную скважин (Патент РФ N 2236567, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2004.09.20 - прототип).

Способ не позволяет отбирать нефть из пласта с достижением расчетной нефтеотдачи вследствие того, что при разработке назначают циклический режим без учета свойств продуктивного пласта и текущего пластового давления.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки продуктивного пласта, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, в качестве рабочего агента используют пластовую воду, закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка", при закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах, объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков, при остановке проводят технологическую выдержку до конца суток, при этом закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 70-80% от начального.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме;

3) использование в качестве рабочего агента пластовой воды;

4) закачка пластовой воды в суточном циклическом режиме "закачка-остановка";

5) при закачке установление давления закачки на устье скважин, не превышающего забойное давление в добывающих скважинах;

6) установление объема закачки равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков;

7) при остановке выполнение технологической выдержки до конца суток;

8) регулирование закачкой и отбором текущего пластового давления на уровне 70-80% от начального.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке низкопроницаемого продуктивного пласта, изолированного от других пластов глинистыми пропластками малой толщины, возникает опасность перетоков закачиваемого в пласт рабочего агента в смежные пласты. Применение в качестве нагнетательных скважин обычных вертикальных скважин в низкопроницаемом пласте вызывает необходимость применения высоких давлений и повышенных расходов при закачке рабочего агента, что увеличивает вероятность прорыва в смежные пласты. Использование в качестве нагнетательных скважин горизонтальных скважин во многом решает эту проблему. Удается обеспечить поступление рабочего агента в пласт в необходимом объеме и при относительно невысоком давлении нагнетания. Циклический режим закачки рабочего агента способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и повышенному нефтеизвлечению. Однако при этом часть запасов нефти неизбежно остается в пласте вследствие того, что при разработке назначают циклический режим без учета свойств продуктивного пласта и текущего пластового давления. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке продуктивного пласта ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют пластовую воду, которая обладает сродством с пластовыми флюидами и наиболее полно вытесняет нефть из пласта. Закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка". При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах. Объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков. При остановке проводят технологическую выдержку до конца суток. Закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 70-80% от начального.

Все перечисленные режимы направлены на то, что бы рабочий агент продвигался только по разрабатываемому пласту и не имел условий для поступления в смежные пласты через непрочные глинистые пропластки. Так, при низком пластовом давлении исключается возможность задавливания рабочего агента в смежные пласты и вытеснение нефти из разрабатываемого пласта. Установленный циклический режим также способствует этому и подобран как наиболее оптимальный для данных условий.

В результате удается разрабатывать продуктивный пласт с наиболее высокой нефтеотдачей.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают продуктивный нефтенасыщенный пласт со следующими характеристиками: глубина 1100 м, пластовая температура 22С°, начальное пластовое давление 9,5 МПа, пористость 13,4%, проницаемость 0,012 мкм², нефтенасыщенность 65%, толщина пласта 1,2 м, вязкость нефти 41,1 мПа·сек, плотность нефти 885 кг/м³, плотность пластовой воды 1160 кг/м³, газовый фактор 35 м³/т, связь с законтурной зоной ограничена.

Отбирают нефть из пласта через четыре добывающие скважины, закачивают пластовую воду в качестве рабочего агента через одну горизонтальную нагнетательную скважину.

Закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка". При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, равное 4-5 МПа, что не превышает забойное давление в добывающих скважинах, равное 4-5 МПа. Объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков. Так, по участку залежи суточный дебит четырех добывающих скважин составляет 12 м³/сут. Отток жидкости за контур и на восстановление пластового давления оценивается величиной 8 м³/сут. Соответственно объем закачки устанавливают равным 20 м³/сут. При остановке проводят технологическую выдержку до конца суток. Закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 6-8,5 МПа, что составляет 50-90% от первоначального.

В результате нефтеотдача по разрабатываемому пласту составляет 45-55%. Нефтеотдача по прототипу в сходных условиях не превышает 15-20%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу разрабатываемого продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке продуктивного пласта ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме. В качестве рабочего агента используют пластовую воду. Закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка". При закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах. Объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков. При остановке проводят технологическую выдержку до конца суток. Закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 50-90% от начального.

Способ разработки продуктивного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через горизонтальные нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют пластовую воду, закачку пластовой воды ведут в суточном циклическом режиме "закачка-остановка", при закачке устанавливают давление закачки на устье скважин, не превышающее забойное давление в добывающих скважинах, объем закачки устанавливают равным суточному дебиту окружающих реагирующих добывающих скважин с учетом компенсации оттоков, при остановке проводят технологическую выдержку до конца суток, при этом закачкой и отбором регулируют текущее пластовое давление на уровне 50-90% от начального.