Способ разработки неоднородной нефтяной залежи Российский патент 2017 года по МПК E21B43/20 

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

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. Е21В 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.).

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/СКВ., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. Е21В 43/30, Е21В 43/26, Е21В 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению, выделяют зоны высокой и средней проницаемости, нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны средней проницаемости, уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости, эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения, останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%, после чего добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%, переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.

Добывающие скважины в зоне высокой проницаемости могут эксплуатировать в постоянном режиме.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей залежи с меньшей проницаемостью, чем в основной части залежи. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи в основной зоне высокой проницаемости выделяют зону средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины. Бурят дополнительную добывающую скважину в середине зоны средней проницаемости.

На фиг. 1 представлен план разработки месторождения. На фигуре приняты следующие обозначения: 1 - зона высокой проницаемости, 2 - зона средней проницаемости, 3, 4, 5 - нагнетательные скважины в зоне высокой проницаемости, 6, 7, 8 - добывающие скважины в зоне высокой проницаемости, 9 - дополнительная добывающая скважина в зоне средней проницаемости.

При разработке неоднородной нефтяной залежи потоки пластовых жидкостей текут от нагнетательных скважин к добывающим по зонам наибольшей проницаемости, минуя зоны средней и тем более низкой проницаемости. Заставить рабочий агент пройти через зону средней проницаемости и вытеснить оттуда нефть к добывающей скважине возможно лишь за счет максимального снижения пластового давления в зоне средней проницаемости. Для этого эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения, тем самым вызывают интенсивное заводнение зоны средней проницаемости от нагнетательных скважин, способствующее вытеснению нефти к дополнительной добывающей скважине. Поскольку дополнительная добывающая скважина расположена посередине зоны средней проницаемости, то наиболее вероятно, что часть зоны средней проницаемости от нагнетательных скважин до дополнительной добывающей скважины оказывается заводненной с отобранной из нее нефтью. Однако такое заводнение чаще всего приводит к образованию коридоров, каналов протекания жидкостей, а соседние с ними зоны оказываются не охваченными воздействием. Для увеличения охвата пласта воздействием останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. При этом достигается выравнивание пластового давления в разных зонах и перераспределение нефти из застойных зон по всему объему пласта. Заводненные коридоры, каналы оказываются насыщенными нефтью. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. Такое воздействие позволяет отобрать нефть из разных участков зоны средней проницаемости. Добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, восстанавливая насыщение нефтью различных участков зоны средней проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Как правило, при этом отбираются основные запасы нефти и снижать пластовое давление ниже 50% нерационально. Поскольку основные запасы нефти в зоне средней проницаемости оказываются отобранными, то для вытеснения их остатков к добывающим скважинам переводят дополнительную добывающую скважину в зоне средней проницаемости в нагнетательную и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.

Добывающие скважины в зоне высокой проницаемости могут эксплуатировать в постоянном режиме.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1700 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 30°С, пористость 20%, проницаемость 400 мД, нефтенасыщенность 78%, толщина продуктивного пласта 4,5 м, коллектор - песчаник, вязкость нефти 7 мПа⋅с, плотность нефти 0,86 г/см³.

На залежи выделяют зону средней проницаемости с проницаемостью 200 мД и с размерами 700×300 м (фиг. 1).

Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины 3, 4, 5 и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины 6, 7, 8. При этом зона средней проницаемости 2 остается не охваченной воздействием. В зоне средней проницаемости 2 бурят дополнительную добывающую скважину 9. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину 9 до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 на 30% меньше давления насыщения, т.е. до достижения пластового давления 6 МПа. Останавливают дополнительную добывающую скважину 9 на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, т.е. до 7,4 МПа. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине 9 останавливают добывающие скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Достигают пластового давления 13 МПа. Запускают все добывающие скважины 6, 7, 8, 9 и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже давления насыщения на 30%, т.е. до 6 МПа. Добывающие скважины 6, 7, 8, 9 останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Затем запускают добывающие скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже величины пластового давления ниже 50%, т.е. 6,5 МПа. Переводят дополнительную добывающую скважину 9 в нагнетательную и в дальнейшем скважину 9 в зоне средней проницаемости 2 эксплуатируют как нагнетательную, а скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 эксплуатируют как добывающие.

Пример 2. Выполняют как пример 1.

Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины 3, 4, 5 и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины 6, 7, 8. При этом зона средней проницаемости 2 остается не охваченной воздействием. В зоне средней проницаемости 2 бурят дополнительную добывающую скважину 9. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину 9 до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 на 30% меньше давления насыщения, т.е. до достижения пластового давления 6 МПа. Останавливают дополнительную добывающую скважину 9 на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, т.е. до 7,4 МПа. В этот момент при остановленной дополнительной добывающей скважине 9 продолжают эксплуатацию добывающих скважин 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Достигают пластового давления 13 МПа. Запускают добывающую скважину 9 и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости 2 ниже давления насыщения на 30%, т.е. до 6 МПа. Добывающую скважину 9 останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости 2 до уровня зоны высокой проницаемости 1. Переводят дополнительную добывающую скважину 9 в нагнетательную и в дальнейшем скважину 9 в зоне средней проницаемости 2 эксплуатируют как нагнетательную, а скважины 6, 7, 8 в зоне высокой проницаемости 1 эксплуатируют как добывающие.

В результате удается извлечь запасы нефти из зоны средней проницаемости и тем самым повысить нефтеотдачу залежи.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи выделяют зоны высокой и средней проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости. Эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения. Останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения. Останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%. После этого добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости. Затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления до 50%. Переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную. Скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие. 2 пр., 1 ил.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют зоны высокой и средней проницаемости, нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины по другую сторону от зоны средней проницаемости, уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины в середине зоны средней проницаемости, эксплуатируют дополнительную добывающую скважину до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости на 30% меньше давления насыщения, останавливают дополнительную добывающую скважину на время достижения пластового давления на 10% меньше давления насыщения, останавливают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости и ожидают восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, запускают все добывающие скважины и эксплуатируют до снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже давления насыщения на 30%, после чего добывающие скважины останавливают и дожидаются восстановления пластового давления в зоне средней проницаемости до уровня зоны высокой проницаемости, затем запускают добывающие скважины в зоне высокой проницаемости на время снижения пластового давления в зоне средней проницаемости ниже величины пластового давления ниже 50%, переводят дополнительную добывающую скважину в нагнетательную и в дальнейшем скважину в зоне средней проницаемости эксплуатируют как нагнетательную, а скважины в зоне высокой проницаемости эксплуатируют как добывающие.