СПОСОБ РАЗРАБОТКИ РАСЧЛЕНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет охвата воздействием всех проницаемых пластов.

На чертеже показан разрез гипотетического пласта, представленного четырьмя проницаемыми прослоями 1-4, разделенными разделами 5-9. На пласт пробурены нагнетательные 10, 11 и добывающая 12 скважины.

В продуктивной толще по данным геофизической керновой и промысловой информации определены параметры пластов, по которым происходит объединение пластов в разработку единым фильтром.

Геолого-физические параметры проницаемых прослоев гипотетического пласта представлены в табл. 1.

В известном способе разработки, когда в нагнетательных и эксплуатационных скважинах вскрывают все проницаемые прослои, в фильтрацию вовлечется 0,747 б/р нефтенасыщенного объема пласта, поскольку прослои 1 и 4 не включаются в работу. В данном способе разработки для включения всех прослоев в работу бурят две нагнетательные скважины 10 и 11. В первой вскрывают прослои 2 и 3, во второй 1 и 4.

Технология данного способа разработки следующая. В соответствии с выбранной системой разработки размещают на залежи нагнетательные и добывающие скважины, бурят их, проводят в каждой скважине комплекс геофизических исследований, с помощью которого определяют в продуктивном пласту непроницаемые прослои, в последних устанавливают параметры: коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. В эксплуатационных скважинах вскрывают все проницаемые прослои. В нагнетательной скважине в зависимости от количества и коэффициентов проницаемости продуктивных прослоев устанавливают в соответствии с формулой изобретения количество групп прослоев для самостоятельного воздействия. Таких групп может быть одна (вскрывают все прослои), две три, четыре и т. д.

В сильно расчлененном объекте разработки следует выделять несколько групп пропластков для раздельного воздействия. В одну из них необходимо выделить пропласток с максимальной проницаемостью, а также один (несколько) пропласток, отличающийся по проницаемости от максимальной проницаемости не более, чем в два раза. В оставшихся пропластках находят пропласток с максимальной (относительно других оставшихся) проницаемостью, а также один (несколько), отличающийся от него по проницаемости не более, чем в два раза. Они образуют вторую группу для раздельного воздействия. Выделение групп по изложенному принципу проводят до тех пор, пока не будут охвачены раздельным воздействием все пропластки.

Самостоятельное воздействие на группу продуктивных прослоев реализуют путем бурения дополнительных нагнетательных скважин. Последние могут быть как скважинами-дублерами нагнетательных скважин основной сетки, так и разнесены по площади. Разнесение дополнительных нагнетательных скважин по площади в сочетании с повышением давления на низкопроницаемые группы прослоев позволяет повысить в них градиенты давления и вовлечь тем самым их в разработку. Кроме того, уменьшается неоднородность по проницаемости фильтрационных потоков, что приводит к возрастанию коэффициентов заводнения, а следовательно, и нефтеотдачи.

Из табл. 1 видно, что по средним коэффициентам проницаемости группы прослоев различаются в 5 раз (350 мД в прослоях 2 и 3 и 70 мД в прослоях 1 и 4). Размещение дополнительных нагнетательных скважин между скважинами основной сетки позволяет при одном и том же перепаде давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин повысить градиент давления на прослои 1 и 4 в 1,6 раза (за счет уменьшения расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами). Для условий заводнения пластов в Западной Сибири с применением серийного отечественного оборудования по закачке можно повысить градиенты давления на низкопроницаемые прослои в 1,2-2,0 раза. Примем для надежности рассуждений минимальное увеличение градиента давления в 1,2 раза.

Таким образом, общее увеличение градиента давления на низкопроницаемые прослои составит 1,2 ˙1,6=1,92 раза. Различие группы прослоев по проницаемости будет не в 5 раз, а в 2,6 раза.

Другими словами, пласт с точки зрения фильтрации становится как бы более однородным, что приведет в рассмотренном примере к увеличению коэффициента заводнения на 3,5%
Результаты исследования работы пластов А и Б, вскрытых общим фильтром методами гидродинамической (РГТ-1, РГТ-4) и термоэлектрической (СТД-2) расходометрии (дебитометрии) на опытном полигоне, представлены в табл. 2.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ РАСЧЛЕНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ путем закачки воды в пласт через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет охвата воздействием всех проницаемых пластов, в каждой нагнетательной скважине вскрывают общим фильтром продуктивные прослои, отличающиеся по проницаемости от прослоя с максимальной проницаемостью не более чем в два раза.