СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие [1].

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти при его реализации на слоисто-неоднородных продуктивных пластах, поскольку способ не предусматривает мер по уменьшению прорывов закачиваемой воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам и предотвращению преждевременного обводнения добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта [2].

Недостатком способа является его низкая эффективность, поскольку способ не предусматривает мер по оперативному регулированию положения контакта «нефть-вода» и уменьшению прорывов воды в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа.

Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта. Согласно изобретению в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:

ΔP₁:ΔP_2: ...ΔP_n-1:ΔP_n=K_n·h_n:K_n-1·h_n-1:...K₂·h₂:K₁·h₁;

где

ΔP_{1, 2 ... 1, 2 ... n} - перепады_{давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра Kj hj;}

K_{n ... 2, 1} и h_{n ... 2, 1} - величины соответственно абсолютной_{проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.}

Кроме того, в скважинах прослои продуктивного пласта различной проницаемости разобщают между собой установкой пакеров на их границах, а закачку воды и отбор нефти осуществляет раздельно в каждом прослое продуктивного пласта.

Реализация способа показана на фиг.1. на примере пласта с двумя разнопроницаемыми пропластками. Залежь сложена разнопроницаемыми пропластками 1 и 2, абсолютные проницаемости которых составляют K₁ и K₂ соответственно. Залежь разбуривают нагнетательными 4 и добывающими 5 скважинами, которые вскрывают интервалами соответственно 6, 7 и 8, 9. По границе 3 пропластков устанавливают пакеры 10 и 11. Закачку воды ведут через насосно-компрессорные трубы НКТ 12 в нагнетательные скважины, а отбор нефти - через НКТ 13 из добывающих.

В том случае, когда K₁>K₂, контакт «нефть-вода» имеет вид 14. Если не предусмотрены меры по регулированию контакта «нефть-вода» 14, то динамика последнего в конечном итоге может привести к опережающему заводнению пропластка 1 и обводнению добывающих скважин 5.

С целью выравнивания фронта вытеснения перепады давлений в пропластках устанавливают из соотношения:

ΔP₁:ΔP₂:...ΔP_n-1:ΔP_n=(K_n:h_n):K_n-1:h_n-1:...:K₂·h₂:K₁·h₁

где индексы 1, 2, ... n - соответствуют прослоям различной проницаемости в порядке увеличения параметра (K_j·h_j),

где K_j и h_j - величина соответственно абсолютной проницаемости и толщины для j-го пропластка.

Для продуктивного пласта на фиг.1, который состоит из двух пропластков, указанное соотношение имеет вид: ΔР₁:ΔР₂=(K₂·h₂)/(K₁·h₁).

Вывод указанного соотношения поясняется на фиг.2

В соответствии с законом Дарси [1]

и

где Q₁ и Q₂ - расходы рабочего агента (дебиты добывающих скважин) через пропластки 1 и 2 соответственно,

ΔР₁ и ΔР₂ - перепады давления (депрессии) по пропласткам 1 и 2 соответственно,

μ - вязкость вытесняющего агента,

е - расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами,

F₁=σ·h₁ и F₂=σ·h₂ - площадь фильтрации в пропластках 1 и 2, σ = расстояние между скважинами в ряду.

Условие равномерного вытеснения нефти из обоих пропластков (равномерного продвижения фронта вытеснения «нефть-вода»): Q₁=Q₂. С учетом этого

Аналогичным образом может быть получено указанное соотношение для количества пропластков.

В том случае, когда продуктивный пласт сложен двумя пропластками, закачка-отбор может осуществляться через НКТ и затрубное пространство (фиг.1)

Если число равнопроницаемых пропластков больше двух, применяют несколько рядов НКТ, каждый из которых предназначен для закачки вытесняющего агента в отдельный пропласток.

Пример реализации способа.

Продуктивный пласт сложен двумя пропластками толщиной соответственно h₁=10 м - нижний и h₂=5 м - верхний.

Проницаемости породы - коллектора в пропластках соответственно 2 мкм² и 1 мкм²

Таким образом для приведенных исходных данных депрессия ΔP₁ на нижний пропласток 1 с большей проницаемостью K₁ и толщиной h₁ должна составить только 1/4 от депрессии ΔР₂ на верхний пропласток с меньшей величиной K₂ и h₂. Только при такой величине депрессии ΔР₂ возможно равномерное вытеснение нефти из обоих половин.

Список использованной литературы

1. И.Т.Мищенко, «Скважинная добыча нефти», М., Изд-во «Нефть и газ», 2003, с.173.

2. RU 2217582, 27.11.2003.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение эффективности разработки в слоисто-неоднородных продуктивных пластах за счет возможности оперативного управления процессами движения контакта «нефть-вода» и уменьшения вероятности прорывов воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта. Согласно изобретению в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта. Для этого перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из аналитического соотношения. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта, отличающийся тем, что в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:

ΔP₁:ΔP₂: ...ΔP_n-1:ΔP_n=K_n·h_n:K_n-1·h_n-1:...K₂·h₂:K₁·h₁,

где ΔP_{1, 2...n} - перепады давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра K_j h_j;

K_n ... _{2, 1} и h_n ... _{2, 1} - величины соответственно абсолютной проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.