Способ разработки участка нефтяной залежи Российский патент 2023 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для выравнивания фронта вытеснения нефти.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2753229, МПК Е21В 43/14, опубл. 12.08.2021 г., Бюл. № 23), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вторичным вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинным перетоком в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 г., Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.

Недостатком способов является неравномерная выработка запасов нефти, связанная с эксплуатацией залежи без учета влияния нагнетательной скважины на добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Технической задачей является повышение эффективности процесса вытеснения нефти за счет внутрискважинной циклической перекачки в нагнетательные скважины собственной пластовой воды.

Технические задачи решаются способом разработки участка нефтяной залежи, включающим вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Новым является то, что заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15 % выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта, причем объем пластовой воды для перекачки составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней, при этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое, затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Способ реализуют в следующей последовательности.

Вскрывают нагнетательными скважинами продуктивный пласт и нижележащие водоносные пласты, затем вскрывают добывающими скважинами продуктивный пласт. Осуществляют отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15 % выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта.

Причем объем пластовой воды составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней. При этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое.

Затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Пример конкретного выполнения способа.

На месторождении выделяют участок залежи со скважинами, гидродинамически связанными между собой. Осуществляют отбор продукции из пяти добывающих скважин и закачку вытесняющего агента - пластовой воды в одну нагнетательную скважину. Добыча по пяти добывающим скважинам составляет 78 м³/сут (скважина № 1- 45 м³/сут при постоянной закачке с коэффициентом влияния закачки 0,9,

скважина № 2 - 5 м³/сут с коэффициентом влияния закачки 0,3,

скважина № 3 - 8 м³/сут с коэффициентом влияния закачки 0,5,

скважина № 4 - 6 м³/сут с коэффициентом влияния закачки 0,5,

скважина № 5 - 14 м³/сут с коэффициентом влияния закачки 0,6),

Осуществляют перекачку рабочего агента-пластовой воды в нагнетательную скважину 86 м³/сут с давлением 14 МПа при начальном пластовом давлении 12 МПа.

Останавливают действующую добывающую высокодебитную скважину № 1, через сутки простоя останавливают нагнетательную скважину с оборудованием внутрискважинной перекачки на участке на 3 суток. Замеряют забойное давление и осуществляют ежесуточный отбор проб на обводненность в течение 5 суток в скважине № 1 для выявления влияния остановки нагнетательной скважины.

За счет простоя высокодебитной скважины № 1 коэффициент влияния закачки в скважинах №№ 2-5 увеличивается за счет перераспределения объемов закачки, при этом происходит повышение эффективности процесса вытеснения нефти.

Способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность процесса вытеснения нефти за счет внутрискважинной циклической перекачки в нагнетательные скважины собственной пластовой воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для выравнивания фронта вытеснения нефти.

Способ реализуют в следующей последовательности.

Вскрывают нагнетательными скважинами продуктивный пласт и нижележащие водоносные пласты, затем вскрывают добывающими скважинами продуктивный пласт. Осуществляют отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15 % выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта.

Причем объем пластовой воды составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней. При этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое.

Затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность процесса вытеснения нефти за счет внутрискважинной циклической перекачки в нагнетательные скважины собственной пластовой воды.

Способ разработки участка нефтяной залежи, включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что заводнение продуктивного пласта на участке залежи осуществляют внутрискважинной перекачкой пластовой воды в нагнетательных скважинах из нижележащего водоносного пласта-донора в вышележащий нефтеносный пласт-акцептор с давлением на 15% выше начального пластового давления и не превышающим порог образования трещин автогидроразрыва пласта, причем объем пластовой воды для перекачки составляет 1,1 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а цикл перекачки пластовой воды в нагнетательных скважинах составляет 25 календарных дней, при этом в течение следующих 3 суток нагнетательные скважины находятся в простое, затем на участке определяют высокодебитную скважину и за сутки до остановки нагнетательных скважин останавливают ее на 5 суток для перераспределения закачиваемой пластовой воды в близлежащие добывающие скважины участка с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.