Способ разработки нефтяного месторождения, сложенного послойно-зонально неоднородными пластами Советский патент 1992 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с закачкой реагентов и может быть применено на залежах, представленных послойно-зонально неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки газокон- денсатной залежи с неоднородными коллекторами гГутем закачки воды в высокопроницаемые зоны, осуществление закачки отсепарированного газа через нагнетательные газовые скважины в низко- проницаемые зоны до прорыва воды и сухого газа в добывающие скважины, после чего переводят нагнетательные газовые скважины в добывающие и ведут доразра- ботку залежи на истощение

Известен также способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому месторождение разбуривают рядами скважин, производят закачку вытесняющего агента в основные, ТхТШмческого реагён- та в дополнительные нагнетательные скважины, размещенные между рядом нагнетательных и ближайшим к нему рядом добывающих скважин, и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины.

Недостатком этих способов является то, что в условиях неоднородной залежи закачиваемые флюиды фильтруются только по определенной части объекта, а мэлопрони- цаемые зоны коллекторов из-за больших фильтрационных сопротивлений в обшей

VI

СЛ О СЛ СЛ

пластовой системе остаются неохваченными разработкой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ,со- гласно которому послойно неоднородное месторождение разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин; создают самостоятельные каналы с пластами; закачивают вытесняющий агент в высоко- пр б йицаемый пласт, а реагент- в малопроницаемый пласт; затем закачивают реагент и вытесняющий агент в пласт с меньшей проницаемостью с давлением нагнетания, меньшим, чем производят нагнетание вытесняющего агента в высокопроницаемый пласт.

Этим способом достигается поставленная цель по увеличению охвата малопроницаемого пласта воздействием в послойно-неоднородном месторождении.

Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях послойно- зонально неоднородного месторождения, т.е. когда в пластовой системе наблюдается изменение проницаемости пластов как по разрезу скважины, так и по площади месторождения, малопроницаемые зоны отдельных пластов остаются неохваченными воздействием. Закачка вытерняющего агента в высокопроницаемый пласт создает в ней условия (высокое пластовое давление), не позволяющие охватить ее полностью закачиваемым реагентом.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата воздействием малопроницаемых зон пласта.

Указанная цель достигается предлагаемым способом, включающим разбуривание его равномерной проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин, определение гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, нагнетание вытесняющего агента в высокопроницземые зоны пласта и химического реагента - в малопроницаемые, последний закачивают при давлении, меньшем, чем вытесняющий агент, отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то. что на участках со слабой гидродинамической связью между добывающими и нагнетательными скважинами размещают дополнительные нагнетательные скважины на расстоянии, большем, чем область захвата основной нагнетательной скважины при ее совместной работе с дополнительной, закачивают в дополнительные скважины химический реагент до прохождения его основных нагнетательных скважин с объеме, достаточном для обработки высокопроницаемой зоны пласта, и осуществляют закачку в основные нагнетательные скважины вытесняющего агента и одновременно закачку химического реагента в дополнительные нагнетательные скважины в объеме, достаточном для обработки низкопроницаемой зоны пласта.

На фиг.1 представлена схема послойно- зонально неоднородной залежи (отбор

продукции из всех скважин), на фиг.2 - схема той же залежки (ввод дополнительной нагнетательной скважины, закачка реагента в нее и отбор продукции из остальных скважин); на фиг.З - схема той же залежи (нагне5 тание вытесняющего агента в основную нагнетательную скважину при давлении, большем, чем в дополнительную при закачке реагента, и отбор продукции).

На фиг.1 - 3 изображены; 1 и 2 - соот0 ветственно основная и дополнительная нагнетательные скважины; 3 и 4 - добывающие скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

5 Месторождение, представленное послойно-зонально неоднородными коллекторами, разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин и осуществляют его обустройство. Произво0 дят отбор продукции из добывающих скважин, В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов и производят замеры дебитов скважин. Строят карты разработки

5 и геологические профили между скважинами. Определяют высоко- и низкопроницаемые зоны пластов.

Предлагаемый способ рассматривают на примере залежи нефти, включающей од0 ну нагнетательную и две добывающие сква- жины. Скважины вскрыли два пласта, различающиеся проницаемостью как по разрезу, так и по площади (см. фиг.1). Нижний пласт имеет худшую коллекторскую ха5 рактеристику, чем верхний. Скважина 3 из-за меньшей проницаемости имеет меньший дебит, чем скважина А. В соответствии с запроектированной системой разработки в залежь планируется производить закачку

0 вытесняющего агента (воду, газ, и др.) и для повышения коэффициента нефтеизвлечения - химический реагент (растворитель, пар, ПАВ и др.) расчетного объема.

По результатам исследования скважин

5 приступают к использованию предлагаемого способа.

На расчетном расстоянии от основной нагнетательной скважины в малопроницае- мой части пластов размещают дополнительную скважину 2, Эта скважина может быть

специально пробуренной, возвращенной с других горизонтов и др. Производят обустройство и закачивают в нее реагент.

При закачке реагента фильтрационный поток формируется в зависимости от кол- лекторской характеристики пластов. В соответствии с неоднородностью по проницаемости происходит вытеснение нефти. Закачиваемый реагент в большей степени фильтруется по высокопродуктив- ной части пластов. Из скважины 1 производят отбор продукции.

После нагнетания расчетного объема реагента и прохождения его через скважину 1 последнюю переводят под закачку вытес- няющего i агента с давлением нагнетания, большим, чем рабочее давление в дополнительной скважине. При этом максимальное пластовое давление будет приходиться на высокофильтрующую часть пласта.

Созданная зона повышенного пластового давления становится потокорэзделяю- щей границей, позволяющей отсекать часть реагента, фильтрующегося по высоко- проницаемой части пласта. Другая часть за- качиваемого реагента направляется в сторону малопроницаемых зон пластов. Так как реагент закачивается по всему разрезу продуктивной части пластов, то им охватывается весь объем залежи.

При необходимости вновь охватить высокопроницаемый пласт реагентом закачку вытесняющего агента в дополнительную нагнетательную скважину ведут при меньшем или равном давлении с основной. Создание пластового давления требуемой величины в высокофильтрующей части пласта в зоне нагнетания основной нагнетательной скважины позволяет регулировать продвижение реагента с вытесняющим агентом в задан- ном направлении.

При закачке под большим давлением в скважину 1 потокоразделяющзя граница между вытесняющим агентом и реагентом находится между скважинами. При закачке вытесняющего агента создается область захвата скважины 1 (см. фиг.З) Поэтому скважину 2 необходимо размещать на определенном расстоянии, чтобы область захвата скважины 1 не заходила за скважи- ну 2. В противном случае закачиваемый реагент будет полностью направляться в сторону скважины 4.

Рассмотренная последовательность операций правомочна при первичном вы- теснении нефти реагентом Если же на залежи производилась уже закачка вытесняющего агента в основную нагнетательную скважину, то нагнетание в нее необходимо прекратить и снизить пластовое

давление в высокопроницаемой части пласта до величины, меньшей значения в малопроницаемых участках или равной ему. Операцию же по созданию повышенного пластового давления в высокопроницаемых участках пласта в любом случае необходимо производить только послё закачкм реагента.

Пример. Осуществление предлагаемого способа рассматривают на примере послойно-зонально неоднородного участка залежи нефти (см. фиг.1), разбуренной тремя скважинами: одной нагнетательной и двумя добывающими. Расстояние между скважинами 500 м.

Скважины вскрыли два нефтена сыщен- ных пласта со средней проницаемостью соответственно верхнего (пласта а) 0,750 мкм, нижнего (пласт 6} 200 мкм .

Проницаемость пластов по скважинам 3 и 4 составляет соответственноГ плзста а 0,200 и 1,300 мкм2; пласта б 0,100 и 0,300

м

мкм . Из приведенных данных видно, что участок является послойно-зонально нео- днородным. Средняя нефтенасыщенная толщина высокопроницаемого пласта а 5,0 м. нижнего б 2,0. Залежь насыщена нефтью вязкостью 150 мПа-с. Балансовые запасы участка 800 тыс.т. После разбуривания участка сквтжины вступили в эксплуатацию с безводной нефтью.

Проведенными исследованиями (гидропрослушиванием, пробной закачкой) было установлено, что между скважинами 1 и 3 наблюдается слабая гидродинамическая связь. Приемистость нижнего пласта б в 9,5 раза меньше, чем пласта а.

На расчетном расстоянии (100 м) от основной нагнетательной скважины в малопроницаемой части пласта была пробурена дополнительная нагнетательная скважина 2 (см. фиг.2).

Расстояние, на котором необходимо было ввести дополнительную нагнетательную скважину, определили математическим моделированием пластовой системы при заданных забойных давлениях в нагнетательных скважинах и получаемой зоны захвата скважины 1.

По технологической схеме разработки месторождения в пласты рассматриваемого участка необходимо закачать реагент по смешивающему вытеснению широкая фракция легких углеродов (ШФЛУ) в объеме 2% порового объема или 28 тыс.м . В скважину 2 произвели закачку ШФЛУ только в объеме 12,8 тыс.м2, соответствующему 2% объема пор высокопроницаемой части пласта, а затем перешли на закачку воды с давлением нагнетания 12 МПа (проектное давление).

При появлении растворителя в скважине 1, отбор продукции прекратили. После прохождения растворителя через нее скважина 1 была введена под закачку воды с давлением нагнетания 13-15 МПа. Закачка воды в скважине 1 в объеме 110 - 115% от отбора жидкости в пластовых условиях производилась в течение 4 мес., что позволило превысить пластовое давление, замеренное в скважине 2, на 2,0 МПа. Затем одновремен- но с закачкой в скважине 1 была произведена закачка остальной части реагента в скважину 2 (15,2 тыс. м2).

Как показали исследования, одновременное нагнетание реагента в скважину 1 и вытесняющего агента в скважину 1 позволило охватить воздействием малопроницаемые зоны послойно-зонально неоднородной залежи. Коэффициент охвата пластов воздействием составил 70%, что на 12,4% больше, чем по известной технологии (см.таблицу).

Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации участка 72 тыс.т.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного место- рождения, сложенного послойно-зонально неоднородными пластами, включающий рэзбуривзние его равномерной проектной

сеткой добывающих и нагнетательных скважин, определение гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, нагнетание вытесняющего агента в высокопроницаемые зоны пласта и химического агента в малопроницаемые при давлении, меньшем, чем вытесняющий агент, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем. что, с целью повышения нефтеизвлечения за счет увеличения охвата воздействием малопроницаемых зон пласта, на участках со слабой гидродинамической связью между добывающими и нагнетательными скважинами размещают дополнительные нагнетательные скважины на расстояни большем области захвата основной нагнетательной скважины при ее совместной работе с дополнительной, закачивают в дополнительные скважины химический реагент до прохождения его основных нагнетательных скважинах в объеме, достаточном для обработки высокопроницаемой зоны пласта, осуществляют закачку в основные нагнетательные скважины вытесняющего агента и одновременно закачивают химический реагент в дополнительные нагнетательные скважины в объеме, достаточном для обра ботки низкопроницаемой зоны пласта.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с закачкой реагентов и м.б. применено на залежах, представленных послойно и зонально неоднородными коллекторами. Цель - повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата воздействия малопроницаемых зон пласта. Для этого после разбуривания месторождения на участках со слабой гид- родинамическрй связью между добывающими и нагнетательными скважинами размещают дополнительные нагнетательные скважины на расстоянии, большем, чем область захвата основной нагнетательной скважины при ее совместной работе с дополнительной. Закачивают в дополнительные скважины химтзческий реагент до прохождения его основных нагнетательных сква жин в объеме, достаточном для обработки высокопроницаемой зоны пласта Осуществляют закачку в основные нагнетательные скважины вытесняющего агента и одновременно закачивают химический реагент в дополнительные нагнетательные скважины в объеме, достаточном для обработки низкопроницаемой зоны пласта 3 ил СЛ С

Ко/ в

Коэффициент охвата воздейств Ках& .

Коэффициент нефтеизвлечения, К цо Котв , %

Извлекаемые запасы, Qo Qfi кно, тыс.т.

Дополнительная добыча нефти, тыс.т.

70 70

49

392

72

ЛVA

3

ЗОНА ЗАХВАТА

т

УСЛОВНЫЕ обоанячения:

-1 малопротщдЕмый пллст

| JвысонопронмиАШый пняст

- -закачка рса-гент

Vзаначка. вытЕсняющсго агента

Дотвор продукции

-fзона повышенного плдстоаого

+давления

VA

Рис. 2

Рис. 5