Способ разработки залежи высоковязкой нефти Советский патент 1992 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей высоковязкой нефти, состоящих из слоев и пластов различной проницаемости.

Известен способ разработки залежи нефти, -включающий бурение скважин и внутриконтурное заводнение, например, по площадной обращенной 9 - точечной схеме.

Недостаток известного способа заключается в низком коэффициенте нефтеотдач Кцо, прежде всего в низком коэффициенте охвата воздействием KOXR, например Кно Квыт X Кохз 0,7 X 0,4 - 0,28. При этом способе значительная доля запасов , потенциально доступных вытесн-ению, оказывается не охваченной вытеснением, например, 1 - Кохв. 0,6.

Из-за высокой неоднород1:ости нефтяной залежи по проницаемости слоев и пластов уже отмеченный недостаток

(Л

Г

|v.«..,

известного способа имеет место как при относительно редких сетках скважин, например, с площадью 16-32 га на одну скважину, так и при относительно густых сетках, например, с площадью 2-4 га на одну скваСЛжину. х

Известен способ разработки залежи выOsсоковязкой нефти путем нагнетания воды в залажь через нагнетательные скважины и XI добычи нефти через добывающие скважины, с последующим переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и

| бурение новых дополнительных добываю- .

„ щих скважин.

Недостатком способа является закрытие первоначальных нагнетательных скважин, что не позволяет эффективно применять способ на залежи нефти с одно-. родными пластами.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи оысоковязкой нефти путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти черездобывающие скважины с последующим переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добываю. щих скважин., одновременно с переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетательные скважины, а в дополнительных добыва-ющихскважинахвскрывают

необводненнме пласты, : . На фиг. 1, а, б, в. г даны схематический план расположения нагнетательных и добывающих скважин и последовательное сгущение сетки скважин; .на фиг.2, а, б, в, г схематический профильный разрез и последовательное сгущение сетки скважин, где 1 - нагнетательная скважина, 2 - добывающая скважина, 3 - нефтяной пласт, 4 - заводн.енный нефтяной пласт, 5 непродуктивный пласт, 6 - перфорация пласта. .

Сначала (фиг.1,а) показан отдельный участок залежи с одной ячейкой o6paaieHной 9-точечной схемы площадного заводнения, содерхсащей одну нагнетательную и восемь добывающих скважин.

На следующем этапе (фиг. 1,б) на том же самом участке за счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные число нагнетательных скважин увеличивается до Г1яти, а за счет дополнительного бурения четырех добывающих скважин второй очереди, общее число добывающих остается равным восьми.

В дальнейшем {фиг,1,в) за счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные, число нагнетательных становится равным девяти, а за счет бурения 12 добывающих скважин третьей очёре/1и общее число добывающих становится равным 16.

На заключительном этапе (фиг. 1,г) за счет превращения четырех добывающих скважин второй очереди в нагнетательные число нагнетательных становится равным 13, а за счет бурения 16 добывающих скважин четвертой очереди общее число добывающих становится равным 28.

На фиг.2 показан разрез отдельного участка залежи, содержащего восемь прерывистых и неоднородных по прони даемости нефтяных пластов, который

первоначально (фиг. 2,а) имеет только все скважины (одну нагнетательную и одну добывающую), затем (фиг. 2,6) за счетпревра-, щения в нагнетательную добывающей

скважины первой очереди нагнетательных становится две и дополнительно бурится добывающая скважина второй очереди, далее (фиг.2,в) за счет превращения в нагнетательную добывающей второй очереди число на0 гнетательных скважин становится равным трем и дополнительно бурятся две добывающие третьей очереди, наконец (фиг. 2,г), за счет превращения в нагнетательные двух добывающих скважин третьей очереди на5 гнетательных становится пять и дополнительно бурятся четыре добываюа1ие четвертой очереди.. .

На первом этапе (фиг.2,а) перфорацией в скважинах вскрыты все нефтяные пласты,

0 кроме непродуктивных пластов. На втором этапе (фиг.2,6) б добывающей скважине второй очереди вскрыты все нефтяные пласты кроме одного, который был обводнен на предыдущем первом этапе. На третьем эта5 пе (фиг.2,в) в добывающих скважинах третьей очереди вскрыты нефтяные пласты, но не вскрыты непродуктивные пласты и обводненные нефтяные пласты, которые были обводнены на предыдущих первом и

0 втором этапах. При этом в одной новой добывающей третьей очереди не вскрыт 1 непродуктивный пласт и 1 о6во,ц.ненный нефтяной пласт, а в другой такой х(е скважине не вскрыты 1 непродуктивный пласт и 5

5 обводненных нефтяных пл.астов. На четвертом этапе (фиг.2,г) в добывающих четвертой очереди вскрыты лишь пласты, которые .остались нефтяными после первого, второго и третьего этапов. При этом в-таких скважи0 нах сказались вскрытыми: в одной и нефтяной пласт, в другой 6 нефтяных пластов, в третьем нефтяных пласта ив четвертой 1 нефтяной пласт.

У рассматриваемого.элемента участка

5 залежи (фиг,2) продуктивные пласты обладают различной проницаемостью (в долях средней проницаемости) сверху вниз: 2,4; 0,4; 0,8; 0,4; 0,4; 0,8; 0,4 и 2,4. Показатель их неоднородности по проницаемости - квад0 рат коэффициента вариации V : 0,68. В соответствии с этой неоднородностью по проницаемости и прерывистостью пластов происходит вытеснение иефти, закачиваемой водой. Ввиду гзысокой вязкости нефти и

5 большого соотношения подвижностей воды и нефти добывающие скважины выключают из работы при их обводнении хотя бы с одной стороны по одному пласту.

После первого этапа коэффициент охвата воздействием равен Кохв 0,24 и нефтеотдача равна Кио 0,16, после второго этапа соответственно Коха 0,45 и Кно 0.30, после третьего этапа Кохв 0,59 и Кно 0,40 и после четвертого этапа Кохв 0,71 и Кно 0,48. Пример. Залежь площадью 3200 га содержит ОБ 50 миллионов тонн геологических запасов высоковязкой нефти. Соотношение вязкостей нефти и вытес... 200. Для замещения 1 няющей воды т нефти в пластовых условиях необходимо 1,2 т воды. Коэффициент вытеснения нефти водой равен Квыт 0,667. Коэффициент различия физических свойств нефти и воды равен /Но-60. Расчетная посло.йная неоднородность залежи равна V 0,77. Предельная весовая обводненность продукции добывающих скважин каждой очереди 0,95. Первоначальная плотность сетки скважин - одна скважина на 32 га. Первоначальное, общее число скважин 100. Число скважин первой очереди сгущения 100, второй очереди сгущения 200, третьей очереди сгущения 400 и четвертой сгущения 800. Общее число скважин 1600. Внутриконтурное заводнение осуществляется по площадкой обращенной 9 - точечной схеме. При таком сгущении сетки скважин следующим образом изменяется величина извлекаемых запасов нефти.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖ / ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие -скважины с последующим переводом обводнившихся /добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добывающих скважин, о т л м ч а ющ м и с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами, одновременно с переподом обводнипшпхся добывающих скпажмн в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетательные скважины, а в дополнительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты.

в

-I- .

« 4

V,+.в + . Ч-

+.4.% «

в ч- 4-

, .4- 4- о 4: