СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме. Отбор нефти ведут циклически остановкой и включением всех добывающих скважин. При включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального (Патент РФ №2287675, опублик. 2006.11.20).

Применение способа приводит к быстрой потере энергии пласта и малой нефтеотдаче.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбирают нефть через добывающие скважины в циклическом режиме. Определяют пластовое давление интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до установления пластового давления в зоне нагнетания выше давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Отбирают нефть через добывающие скважины до установления пластового давления в зоне отбора ниже давления интенсивного прорыва рабочего агента по пласту. Нагнетательные скважины эксплуатируют в циклическом режиме: 10-15 сут каждая 1 и 2 скважины работают, каждая 3 и 4 - остановлены, 10-15 суток каждая 1 и 3 скважины работают, 2 и 4 - остановлены, 10 -15 сут каждая 2 и 3 скважины работают, 1 и 4 - остановлены, 10-15 сут каждая 3 и 4 скважины работают, 1 и 2 - остановлены, а добывающие скважины в течение 5-7 мес из ближайшего ряда добывающих скважин останавливают напротив остановленных нагнетательных скважин на время остановки ближайших нагнетательных скважин, а в течение 5-7 месяцев работают в постоянном режиме, при этом разработку ведут в режиме поддержания установленного пластового давления (Патент РФ №2094598, опублик. 1997.10.27 - прототип).

Известный способ не обеспечивает достижения высокой нефтеотдачи при разработке залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме, изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин, согласно изобретению на поздней стадии разработки залежи при выполнении циклического режима работы скважин останавливают нагнетательные и добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, останавливают добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, далее циклы повторяют, при этом продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;

2. отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме;

3. изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин;

4. на поздней стадии разработки залежи при выполнении циклического режима работы скважин остановка нагнетательных и добывающих скважин;

5. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;

6. запуск в работу добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах;

7. отбор нефти через добывающие скважины;

8. остановка добывающих скважин;

9. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;

10. запуск в работу нагнетательных скважин при остановленных добывающих скважинах;

11. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

12. остановка нагнетательных скважин;

13. технологическая выдержка до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти;

14. вновь запуск в работу добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины;

15. далее повторение циклов;

16. продолжительность работы добывающих скважин большая в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-16 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

На поздней стадии разработки нефтяной залежи весьма часто наблюдается резкое увеличение обводненности при наличии значительных невыработанных запасов нефти. Причинами этого служат хорошие коллекторские свойства пласта и зональная неоднородность практически по всей залежи. Известные способы циклического заводнения позволяют изменить направление фильтрации, но при этом данное направление обусловлено наличием зон повышенного давления (зона нагнетания) и пониженного давления зоны отбора, что создает на участках залежи с хорошими коллекторскими свойствами пласта и зональной однородностью узкие языки прорыва воды и опережающую обводненность продукции в сравнении с выработкой запасов. Значительная часть запасов оказывается захороненной в залежи, нефтеотдача залежи оказывается невысокой. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что предлагаемый способ позволяет снизить разницу давлений в зоне отборов и нагнетаний за счет поочередного циклов отборов и закачки с промежуточными технологическими выдержками до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора. Снижение времени работы добывающих и нагнетательных скважин при повышении процента нефтесодержания продукции в 2 раза исключает текущие потери нефти, обеспечивая снижение объема добычи попутной воды и закачки, повышая этим нефтеотдачу пластов.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин. На поздней стадии разработки залежи, когда выработка запасов нефти достигает 55% и более при обводненности продукции скважин 75% и более проводят мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи. Для этого останавливают нагнетательные и добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. При этом в зоне отбора снижается пластовое давление и фронт вытеснения, лишенный воздействия нагнетательных скважин, продвигается равномерно по пласту, в частности, к добывающим скважинам. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Фактически по всей залежи пластовое давление оказывается выровненным и пониженным. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Пластовое давление повышается в зоне закачки, и за счет продвижения рабочего агента по пласту в зону с пониженным давлением происходит равномерное продвижение фронта вытеснения от зоны закачки. Фронт вытеснения, лишенный воздействия добывающих скважин, продвигается равномерно по пласту и, в частности, к добывающим скважинам. Останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Фактически по всей залежи пластовое давление оказывается выровненным и повышенным. Вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. При этом накопленной энергии пласта (повышенного пластового давления) оказывается достаточным для работы добывающих скважин фактически на естественном режиме. Далее циклы повторяют, при этом продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.

За счет выравнивания пластового давления между периодами работы нагнетательных и добывающих скважин удается избежать прорывов рабочего агента по промытым зонам (языкам) от нагнетательных скважин к добывающим. Обводненность продукции снижается, а нефтеотдача возрастает. Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1090 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 27°С, общая мощность пласта 7,9 м, нефтенасыщенная 3,7 м, пористость 21,6%, проницаемость 1281 мД, нефтенасыщенность 81%, вязкость нефти 28,6 мПа*с, плотность нефти 0,905 г/см³. Закачивают рабочий агент - пресную воду через 15 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 16 добывающих скважин.

На поздней стадии разработки залежи проводят мероприятия по повышению нефтеотдачи залежи. На участке разработки останавливают нагнетательные и добывающие скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти. Запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины в течение 60 сут. При этом в зоне отбора снижается пластовое давление до 8,3 МПа. Останавливают добывающие скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти до 9,0 МПа. Запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в течение 30 сут. Пластовое давление повышается в зоне закачки до величины 10,4 МПа. Останавливают нагнетательные скважины и проводят технологическую выдержку в течение 15 сут до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти до величины 9,5 МПа. Вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины в течение 60 сут. При этом накопленной энергии пласта (повышенного пластового давления) оказывается достаточно для работы добывающих скважин фактически на естественном режиме.

В результате обводненность продукции добывающих скважин снижается с 90% до 82%, а нефтеотдача залежи повышается с 26,9% до 32%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: на поздней стадии разработки залежи останавливают нагнетательные и добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. Останавливают добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины. Далее циклы повторяют. Продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и изменение пластового давления работой нагнетательных и добывающих скважин, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки залежи при выполнении циклического режима работы скважин останавливают нагнетательные и добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, останавливают добывающие скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, запускают в работу нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, останавливают нагнетательные скважины, проводят технологическую выдержку до выравнивания пластового давления между зонами нагнетания и отбора нефти, вновь запускают в работу добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах и отбирают нефть через добывающие скважины, далее циклы повторяют, при этом продолжительность работы добывающих скважин устанавливают большей в 1,5-2,5 раза, чем продолжительность работы нагнетательных скважин.