Способ разработки нефтяной залежи с высокой обводненностью продукции подошвенной водой Советский патент 1997 года по МПК E21B43/32 

(21) 4652430/03(22) 16.02.89

(46) 10.02.97 Бюл. № 4 (72) Корнев Б.П., Егурцов Н.Н., Лейбин Э.Л., Васильевский В.Н., Баишев Б.Т., Свищев Ю.М., Копанцев В.А. (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт

(56)Авторское свидетельство СССР N 1038470, кл. Е 21 В 43/32, 1981.

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

(57)Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель - повышение нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в добычу заблокированных водой запасов прикровельной

части пласта. Для этого после заблокиро- вания водой запасов прикровельной части пласта нефтенасыщенный интервал пласта временно изолируют. Продукцию отбирают через водонасыщенный интервал пласта. Периодически для контроля продукции отбор из нефтенасыщенного интервала пласта. После деблокирования запасов прикровелъной части пласта осуществляют непрерывную одновременную эксплуатацию интервала пласта с регулированием отборов продукции на режиме максимального дебита нефти. Регулированием притока жидкости из общих интервалов при их совместной эксплуатации обеспечивают оптимальный режим выработки запасов прикровельной части пласта. 3 ил.

оз

d

ON W l

4

н

ЧО

ON

тН

t

ГО ЧО

Јэ

С/5

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей или отдельных их участков, имеющих подошвенную воду, разрабатываемых при режиме вытеснения нефти водой в условиях, благоприятных для блокирования нефти в прискважинной зоне прорывами подошвенной воды (незначительная анизотропия продуктивного пласта, существенная разница между вязкостью нефти и воды и др.)

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в добычу заблокированной водой запасов при- кровельной части пласта.

На фиг.1 изображено положение водо- нефтяного раздела и положение области сосредоточения остаточных запасов нефти к моменту достижения подошвенной водой верхних перфорационных отверстий первоначального интервала перфораций; на фиг.2 - схема разобщения верхнего и нижнего интервалов перфорации и изоляции притока жидкости из верхнего интервала; на фиг.З - схема регулируемого отбора жидкости из верхнего и нижнего интервалов перфорации.

На чертежах приняты следующие обозначения: 1- скважина, 2 - первоначальный интервал перфорации, 3 - кровля пласта, 4 - подошва пласта, 5 - первоначальный нефтяной контакт, 6 - водонефтяной контакт, 7 - новый интервал перфорации, 8 - разобщитель, 9 - седло, 10 - посадка конуса, 11 - насоснокомпрессорные трубы, 12, 13 - последовательные границы раздела нефтяной и водяной зоны в процессе восстановления скважины, 14 - проходное сечение зазора, 15 - штуцер.

Пример. Нефтяная залежь вскрыта скважиной 1 с интервалом 2 перфорации. Границы залежи - кровля пласта 3, первоначальной нефтяной контакт 5 и подошва пласта 4. Раздел между нефтяной и водяной зонами предельно обводненной скважины очерчивается водонефтяньш контактом 6.

В скважине установлен разобщитель 8, между первоначальным 2 и новым 7 интервалами перфорации, имеющий седло 9, обеспечивающий герметичную посадку конуса 10 колонны насосно-компрессорных труб 11. Регулирование отбора жидкости из верхнего интервала производят путем изменения проходного сечения зазора 14, а из нижнего сменой или регулировкой штуцера 15.

Жидкость из скважины откачивают с помощью известных технических средств,

например газлифтом (на чертежах не показано).

Способ осуществляют следующим образом.

Из скважины 1 с первоначальным интервалом перфорации 2 отбирают безводную нефть до тех пор, пока подошвенная вода находится ниже перфорационных отверстий. Позицией 5 показано первоначальное положение ВНК.

По мере подъема ВНК и подтягивания подошвенной воды обводненность скважины будет возрастать. С течением времени вода поднимается до верхних перфорационных отверстий интервала 2 и блокирует поступление нефти из прикровельной нефтенасы- щенной зоны, находящейся выше текущей границы, контакта 6 (см. фиг.1).

После этого производят перфорацию скважины вблизи ВНК в интервале 7, спускают в скважину разобщитель 8, сажают трубу 11 конусом 10 на седло 9 и откачивают воду по трубам 11 из интервала 7. В результате отбора жидкости через интервал 7 текущая граница раздела воды и нефти будет понижаться и пройдет промежуточные положения 12 и 13, т.е. произойдет деблокирование остаточных запасов нефти, размещенных в прикровельной зоне выше контакта 6.

Контроль за процессом деблокирования осуществляют путем периодического и кратковременного подключения к эксплуатации верхнего интервала перфорации 2. Для этого приподнимают трубы 11, жидкость из верхней части продуктивного пласта через зазор 14 поступает в трубу 11 и откачивается на поверхность вместе с водой, поступающей из нижней части пласта. По изменению доли нефти в общей продукции судят о степени деблокирования остаточных (невыработанных) запасов нефти (см. фиг.2).

После того как нефть получит доступ к перфорационным отверстиям верхнего интервала перфорации переходят к непрерывной эксплуатации обоих интервалов. При этом с помощью штуцера 15 и зазора 14 регулируют отбор жидкости так, чтобы имел место максимальный дебит скважины по нефти, что обеспечивает наибольший коэффициент нефтеотдачи участка залежи, дренируемого данной скважиной (см. фиг.З).

Достигаемый коэффициент нефтеотдачи при разработке водонефтяных зон (ВНЗ) в общем случае зависит от соотношения балансовых запасов ВНЗ и чисто нефтяной части той же залежки. Известно, что нефтеотдача в залежах с подошвенной водой

или в водонефтяных зонах оказывается практически на 40% ниже, чем в чисто нефтяных залежах при прочных равных условиях. Это говорит о том, что в залежах с подошвенной водой и в ВНХ после окончания их разработки по известным технологиям остается большой резерв неизвлеченной нефти. Согласно оценке применение данного способа может повысить полноту извлечения запасов на 3-5%, а при благоприятных условиях (низкая анизотропия, существенная разница в вязкостях нефти и воды) до 10-15%.

Эффект по данному способу обусловлен дополнительной перфорацией скважины в обводнившейся зоне вблизи водонефтяного контакта, временной изоляцией верхнего интервала, временной эксплуатацией скважины только через новый интервал перфорации, регулированием потока жидкости из обеих интервалов при их совместной эксплуатации.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки нефтяной залежи с высокой обводненностью продукции подошвенной водой, включающий перфорацию нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта и отбор продукции через водонасыщенный и нефтенасыщенный интервалы пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в добычу заблокированных водой запасов прикровельной части пласта, после заблокирования водой запасов прикровельной части пласта нефтенасыщенный

Временная эксплуатация скважины через новый интервал перфорации деблокирует нефть в прикровельной части, в области первоначального интервала перфорации, образуя так называемый обратный конус и обеспечивая в последующем получение безводной или малообводненной нефти из верхнего интервала перфорации, когда он вновь будет включен в эксплуатацию. Факт образования обратного конуса контролирует данные об увеличении доли нефти в продукции скважины при периодических кратковременных подключениях притока из верхнего интервала. При увеличении доли нефти в продукции, получаемой совместно из обоих интервалов, переходят на непрерывную эксплуатацию скважины.

Регулирование притока жидкости из обоих интервалов при их совместной эксплуатации обеспечивают оптимальный режим выработки запасов прикровельной части пласта.

интервал пласта временно изолируют, отбор продукции ведут через водонасыщенный интервал пласта, причем периодически для контроля продукции ведут отбор из нефтенасыщенного интервала пласта, а после деблокирования запасов прикровельной части пласта осуществляют непрерывную одновременную эксплуатацию обоих интервалов пласта с регулированием отборов продукции на режиме максимального дебита нефти.

Фиг. 2

77

л