Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью Советский патент 1991 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке неоднородного нефтяного месторождения и может быть применено на залежах с высоковязкой нефтью.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшение закачки вытесняющего агента,

На фиг. 1 представлена карта разработки участка месторождения по известному способу; на фиг.2 - карта разработки участка месторождения по предлагаемому способу; на фиг. 3-6- диаграммы, поясняющие предлагаемый способ.

Участок по площади состоит из четырех зон различной проницаемости (а, б, в, г - зоны соответственно с проницаемостями 0,25; 0,5; 0,10; 0,05 мкм2) и разбурен трехрядной системой добывающих и нагнетательных скважин. На фиг.1 и 2 фронт вытеснения (зона наибольших градиентов насыщенности) обозначен линией 1,1н, 2н - нагнетательные скважины, 1,2,3 -добывающие скважины.

На фиг.З и 4 изображены характеристики вытеснения двух добывающих скважин

С

Ю 00

ю со

00

(№ 1 и № 3, позиции аи б), расположенных вблизи скважины-обводнителя (1н), вида Он f (1дОж) соответственно при эксплуатации участка с применением известного (фиг.З) и предлагаемого способов (фиг.4), где QH - накопленная добыча нефти по скважинам и Ож - накопленная добыча жидкости. Сплошными линиями обозначены фактические характеристики вытеснения, а пунктирными - экстраполяции характеристик вытеснения, полученных до отключения обводненной скважины (фиг.З) и до периодической эксплуатации обводненной скважины (фиг.4).

На фиг.5 и 6 приведены графики динамики обводненности добываемой продукции (фиг,5) и водонефтяного фактора (ВНФ) (фиг.6) в зависимости от нефтеизвлечения для случаев применения известного способа (кривая 1) и предлагаемого (кривая 2).

Способ осуществляют в следующей по- следовательности.

Месторождение, представленное неоднородными коллекторами с высоковязкой нефтью, разбуривают проектной сеткой скважин и осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин: определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции скважин,

Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на примере элемента 3-ряд- ной системы заводнения, включающего две нагнетательные и три добывающие скважины (фиг.2). Скважины расположены в зонах с различной проницаемостью, и поэтому по продуктивности и приемистости они существенно отличаются одна от другой: лучшая продуктивность у скважины № 2 и худшая у скважины № 3. Среди нагнетательных скважин по приемистости лучшая скважина № 1 н.

Залежь рассматриваемого участка представлена высоковязкой нефтью (/и 6,ОсПа-с).

В условиях неоднородного пласта с высоковязкой нефтью при закачке воды в нагнетательные и отборе продукции из добывающих скважин нефть вытесняется прежде всего из высокофильтрующейся части пласта.

Если в начальной стадии -разработки фронт вытеснения характеризуется неравномерностью, связанной с геологическим строением участка месторождения и насыщающих его флюидов, то при замещении нефти водой неравномерность фронта все

больше усиливается. Происходит все большее снижение фильтрационных сопротивлений в направлениях высокопроницаемых зон по сравнению с фильтрационными сопротивлениями зон низкой проницаемости из-за более интенсивного снижения вязкости пластового флюида в этих зонах при замещении нефти водой. Скважина Ns 2, расположенная в высокопроницаемой зоне,

0 обводняется в первую очередь, и после достижения ее предельной обводненности приступают к использованию предлагаемого способа.

С целью предотвращения преждевре5 менного прорыва фронта закачиваемой воды через высокопроницаемую зону (по линии между скважинами №1н-№2-№-1) и предотвращения защемления нефти по направлению низкопроницаемой части пла0 ста в зоне по линии скважин № 1н - tsb 1 и обводнения скважины центрального ряда (скважина № 1) обводненную скважину № 2 начинают эксплуатировать периодически, а в нагнетательную скважину-обводнитель5 ницу № 1н уменьшают закачку на объем, равный уменьшению отбора жидкости из скважины № 2 из-за ее периодической эксплуатации. Скважина-обводнительница определяется по данным исследований

0 скважин с использованием индикаторов жидкости. Периодическая эксплуатация скважины № 2 приводит к уменьшению отбора жидкости, как следствие, уменьшается отбор воды и в то же время отвлекается

5 часть закачиваемой воды от скважины № 1, исключается быстрый прорыв фронта вытеснения по линии скважин № 1н- №2-№1. Часть объема жидкости из потока, направленного от нагнетательной скважины

0 № 1н по линии скважины № 1н - Ns 2 - № 1, отбирается скважиной № 2, Это приводит к уменьшению скорости движения жидкости по направлению скважины № 2 - № 1, происходит замедление движения фронта за5 воднения в этом направлении. Скорость движения фронта вытесняющего агента в высокопроницаемой зоне в направлении скважин Мг1н-№2-Мг1 замедляется, приходя в соответствие со скоростью дви0 жения фронта по направлению скважин № 1 н - Ns 1. Благодаря регулирующему действию скважины N 2 за счет отбора лишней жидкости в этом направлении происходит выравнивание фронта движения вытесняю5 щего агента. Скважина № 2 является регулятором движения фронта вытеснения.

Происходит выравнивание фронта вытеснения (фиг.2) и, как следствие, уменьшение отбора попутно добываемого вытесняющего агента.

Контроль за тем, что произошло уменьшение темпа роста обводненности добываемой продукции (как следствие уменьшения отбора попутно добываемого вытесняющего агента), осуществляется по скважинным характеристикам вытеснения окружающих скважин. Контроль проводится путем еженедельных замеров дебитов и обводненности добываемой продукции.

Как видно из фиг,4, использование предлагаемого способа привело к отклонению характеристики вытеснения по скважинам № 1 и № 3 в сторону оси накопленной добычи нефти, т.е. произошло увеличение подвижных запасов нефти, темп роста обводнения добываемой продукции снизился. Это подтверждает необходимость продолжения периодической эксплуатации обводненной скважины № 2. В случае отклонения характеристики вытеснения хотя бы в одной из ближайших скважин по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в сторону оси 1дОж (произошло уменьшение подвижных запасов, увеличился темп обводнения) в момент времени простоя обвод- ненной скважины при дальнейшей эксплуатации участка необходима полная остановка обводненной скважины (№ 2).

Пример. Осуществление способа рассмотрим на примере залежи нефти (фиг,2), разбуренной по 3-рядной системе с расстоянием между скважинами и между рядами 400 мм. На участке пробурены три добывающие ( № 1,2,3) и две нагнетательные скважины (1н, 2н). Средняя проницаемость участка равна 0,225 мкм2. Коллекторы насыщены нефтью вязкостью 6,0 сПа-с, Балансовые запасы нефти участка составляют 157 тыс.т. В нагнетательные скважины 1н и 2н ведется закачка агента соответственно с приемистостью 40 и 20 м3/сут с давлением на устье 12 МПа. По истечении 11 лет эксплуатации скважина № 2 обвод- нилась закачиваемой водой на 98%. При достижении предельной обводненности в скважине №. 2 текущая обводненность в скважинах № 1 и № 3 составляла соответственно 89% и 60%. После этого осуществили закачку в нагнетательные скважины разнотипных индикаторов (например, трития, селитры). По количеству (концентрации) поступающих индикаторов в добывающие скважины в № 1 и № 3 определили долю поступления воды от каждой нагнетательной скважины, т.е. скважины-обво днители. Установили, что в добывающие скважины № 1 и Nb 3 со стороны нагнетательной скважины № 1н поступает 83% объема продукции и 17% от скважины № 2н. Скважиной-обводнительницей является нагнетательная скважина № 1н.

Обводненную скважину № 2 перевели на периодическую эксплуатацию, в резуль- 5 тате чего снизился отбор жидкости через эту скважину на 26 м3/сут. На столько же ограничили закачку в скважину-обводнительни- цу № 1н. Объем закачки и уменьшение отбора жидкости за счет периодической экс0 плуатации скважины № 2 уточнили по результатам фактических показателей работы ближайших добывающих скважин ( 1 и № 3) после построения характеристик вытеснения.

5 Из фиг.4 видно, что после использования способа (участок В С) произошло отклонение характеристик вытеснения по ближайшим скважинам (№ 3 и № 1) в сторону оси суммарной добычи нефти. Это псдтвер0 ждает эффективность проводимых мероприятий, т.е. произошло увеличение подвижных запасов и уменьшение темпов роста поступления воды. За период разработки участка по предлагаемому способу

5 произошло существенное уменьшение отбора попутно добываемого вытесняющего агента. Как видно из фиг.6, ко времени достижения нефтеизвлечения по участку 29% водонефтяной фактор составил 12 (кривая

0 2). Это на 3,3 единицы меньше (15,3), чем при эксплуатации участка с применением известного способа (фиг.6, кривая 1).

По участку в целом для извлечения 46 тыс.т, нефти (произведение балансовых

5 запасов 157 тыс.т. на коэффициент нефтеиз-. влечения 0,29) снижение объема попутно добываемого агента и его закачки за 14 лет составит 138 тыс.т.

0 Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью, включающий разбуривание его системой добывающих и нагнетательных сква5 жин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отключение добывающих скважин после достижения предельной обводненности, отличаю0 щ и и с я тем, что, с целью повышения нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшения закачки вытесняющего агента, после отключения добывающей скважи5 ны с предельной обводненностью осуществляют периодический контроль за характеристиками вытеснения соседних добывающих скважин, при ухудшении характеристики вытеснения хотя бы в одной соседней добывающей скважине по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину С предельной обводненностью пускают в работу, при этом осуществляют периодический контроль за соседними скважинами, при улучшении характеристик вытеснения во всех соседних добывающих скважинах по сравнению со

сложившейся характеристикой вытеснения для данных геологических условий скважину с предельной обводненностью останавливают, причем при периодической эксплуатации скважины с предельной обводненностью в нагнетательных скважинах- обводнителях уменьшают объем закачки вытесняющего агента.

Изобретение относится к разработке неоднородного нефтяного месторождения. Цель - повышение нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшение закачки вытесняющего агента. Для этого разбуривают месторождение системой добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают через нагнетательные скважины вытесняющий агент и отбирают продукцию из добывающих скважин. После достижения предельной обводненности добывающие скважины отключают. При этом отбор продукции из добывающих скважин, которые достигли предельной обводненности, осуществляют периодически с однородным снижением объема закачки в нагнетательных сква- жинах-обводнителях. Периодически осуществляют контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах. При ухудшении характеристики хотя бы в одной из этих скважин по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину с предельной обводненностью пускают в работу. При улучшении характеристик вытес- нения эксплуатацию добывающей скважины прекращают. 6 ил. со С

I

QH 2520-15- Юj

W

1

®и

ei J

То фиг 3

Он 2520;15105w

$«1.L(

8,% 969Ч--92НФ ПП - Ю8615

20

2,0

м щ

Ж

W ,