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

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

Известен способ разработки нефтяной залежи путем разбуривания ее рядами нагнетательных скважин на замкнутые многоугольники, образующие гидродинамически изолированные блоки разработки, с размещением внутри каждого из них добывающих скважин, закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин [1]
Недостатком способа является неизменность геометрии фильтрационных потоков по площади и объему залежи в течение всего периода разработки. В разрабатываемых пластах из-за экранирующего действия слабопроницаемых включений и точечного (в плане) расположения добывающих и нагнетательных скважин образуются застойные зоны, особенно на нейтральных линиях тока, из которых нефть либо не вытесняется либо, вытесняется с низкой скоростью, что приводит к снижению коэффициента нефтеотдачи и обуславливает отбор больших количеств воды.

Известен способ разработки путем циклического заводнения, позволяющий повысить эффективность выработки неоднородных пластов за счет использования эффекта капиллярной пропитки [2] Но в промысловых условиях проявление эффекта капиллярной пропитки обеспечивается изменением режима работы скважин.

Недостаток известного способа состоит в том, что не конкретизируются последовательность и порядок изменения режимов работы скважин, благоприятствующих проявлению эффекта.

Известен также способ разработки нефтяной залежи [3] включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, образующие нагнетательными рядами замкнутые многоугольники гидродинамически изолированного блока и отбор нефти через добывающие скважины, размещенные внутри блока, причем закачку вытесняющего агента в каждый нагнетательный ряд изолированного блока последовательно прекращают, а затем снова возобновляют.

Недостаток известного способа состоит в том, что при одновременном прекращении закачки (с последующим ее возобновлением) только в одном нагнетательном ряду выравнивание фронта вытеснения за один цикл происходит в незначительной части блока (для шестиугольника в 1/6 части, восьмиугольника 1/8 и т. д. ). Поочередный охват процессом всей площади многоугольника, особенно с учетом опасности замораживания скважин из-за прекращения закачки в зимнее время, требует дополнительного времени. За этот период запасы нефти в зоне вытеснения последующих нагнетательных рядов значительно вырабатываются, причем с большим отбором попутной воды, что значительно снижает эффективность способа.

Способом не регламентируется продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки, обеспечивающих достаточные изменения направления фильтрации в застойных зонах.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки за счет выравнивания фронта вытеснения.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, образующие нагнетательными рядами замкнутые многоугольники гидродинамически изолированного блока, и отбор нефти через добывающие скважины, размещенные внутри блока, причем закачку вытесняющего агента прекращают на время, а затем снова возобновляют, закачку вытесняющего агента прекращают и возобновляют одновременно через один нагнетательный ряд замкнутого многоугольника или через одну скважину в каждом нагнетательном ряду замкнутого многоугольника, а время периодов прекращения и возобновления закачки определяют по формуле
t≥ где t продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки, с;
R половина расстояния между скважинами в нагнетательном ряду, м;
κ- пьезопроводность пласта, м²/с.

Положительный эффект способа разработки заключается в том, что прекращением закачки агента одновременно через один нагнетательный ряд замкнутого многоугольника или через одну скважину в каждом нагнетательном ряду замкнутого многоугольника в течение необходимой продолжительности, достигается управляемое изменение направления фильтрации и посредством этого выравнивание фронта вытеснения по всей площади блока. При этом в скважине в зоне вытеснения последующих рядов выравнивание производится на более ранней стадии разработки и при больших остаточных запасах, что пропорционально увеличивает эффективность способа. Продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки, рассчитываемая по предлагаемой формуле, обеспечивает условие достижения на половине расстояния между нагнетательными скважинами (преимущественного местоположения застойных зон) псевдостационарного состояния от изменения режимов работы скважин. При прекращении закачки агента одновременно в несколько нагнетательных рядов подряд эффективность вытеснения нефти по существу равнозначна системе разработки с непрерывной работой нагнетательных скважин, т. к. значимые изменения направления фильтрации достигаются только на единичных участках.

На фиг. 1 в качестве примера показан один изолированный блок системы разработки, включающий шесть рядов нагнетательных скважин и добывающие скважины; на фиг.2 характеристика вытеснения по добывающим скважинам участка в координатах: накопленная добыча нефти логарифм накопленной добычи воды в контрольный период.

Технология предлагаемого способа разработки следующая. Залежь нефти рядами нагнетательных скважин разрезают на замкнутые многоугольники (изолированные блоки разработки), внутри каждого из них размещают добывающие скважины, например, в соответствии с фиг.1.

Количество нагнетательных скважин и добывающих скважин в рядах, расстояние между рядами и скважинами определяют в проектном документе. Из добывающих скважин добывают нефть, а в нагнетательные скважины закачивают агент.

Нагнетательные скважины объединяют, по принципу через один нагнетательный ряд, в две группы. Прекращают закачку воды в скважины первой группы на некоторый период, затем закачку воды в них возобновляют, а в скважины второй группы прекращают. За время выработки запасов из изолированного блока прекращение и возобновление закачки по группам скважин может проводиться неоднократно.

Нагнетательные скважины могут объединяться в две группы также через одну нагнетательную скважину в каждом нагнетательном ряду.

В качестве примера выбрана залежь с параметрами: толщина 6 м; проницаемость 0,03 Дарси; пьезопроводность 0,2 м²/с; пористость 0,22; нефтенасыщенность 0,6; вязкость нефти 1,547 Па ^. с; вязкость воды 0,4 Па ^. с; коэффициент вытеснения 0,65; плотность нефти 0,ε 5 т/м³; плотность воды 1,01 т/м³; объемный коэффициент нефти 1,3; показатель послойной неоднородности 0,5, показатель геометрической неоднородности 0,1; показатель зональной неоднородности 0,01; показатель неоднородности от языкообразования 0,504; показатель степени прерывистости 0,4. Рассмотрен изолированный блок разработки, показанный на фиг.1. Расстояние между скважинами в нагнетательных рядах 500 м; между нагнетательным и первым добывающим рядом 658 м; между добывающими рядами 380 м. Радиусы скважин 0,10 м; перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин 12 МПа; обводненность при отключении 0,95.

Работу скважин в блоке организуют в следующем порядке. В начале включают под отбор все добывающие скважины 9, под закачку воды все нагнетательные скважины 7, 8 рядов 1-6. После такой работы всех скважин блока в течение одного года останавливают нагнетательные скважины 7 первой группы рядов 1, 3, 5 на 3 мес. (время определено по формуле
t 6,25·10⁴с 2,7 мес
По истечении этого времени останавливают на это же время нагнетательные скважины 8 рядов 2, 4, 6, а в скважины первой группы рядов 1, 3, 5 возобновляют закачку. Добывающие скважины работают постоянно. В описанной последовательности продолжают остановку и включение нагнетательных рядов до полной выработки запасов блока.

По проведенным расчетам в сравнении с прототипом [3] коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 1% на 1 т нефти добывается меньше попутной воды на 0,1 т.

Для других геолого-физических условий прирост коэффициента нефтеотдачи составляет 1-3%
При объединении нагнетательных скважин в две группы через одну нагнетательную скважину в каждом нагнетательном ряду коэффициент нефтеотдачи для указанных условий увеличивается в сравнении с прототипом на 1,2% на 1 т нефти добывается меньше попутной воды на 0,15 т.

В качестве еще одного примера при t≥ приводим результаты испытания на одном из участков Самотлорского месторождения, включающего шесть нагнетательных скважин разрезающего ряда (с условными номерами скважин 1-6). Расстояние между скважинами в ряду 500 м, пьезопроводность пласта 0,25 м²/с.

Учитывая геометрию расположения нагнетательных скважин и соответствующих им потоков, слабодренируемая зона (в полосе между соседними нагнетательными скважинами) находилась на расстоянии не ближе 250 метров. Это подтверждено и математическим моделированием.

По способу разработки продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки должна составлять:
t≥ ≥ 500·10⁴с ≥ 58 сут или более 2 мес.

В соответствии с этим с момента "Х" (фиг.2) циклическое заводнение на участке проводилось по технологии с продолжительностью полуциклов 3 месяца и группировкой в один полуцикл скважин 1, 3, 5, в другой скважин 2, 4, 6 (т.е. через одну).

До момента Х технология циклического заводнения включала продолжительность полуциклов 1 мес. в группировку в один полуцикл всех 6-ти скважин, т.е. подряд.

На фиг.2 дана характеристика вытеснения по добывающим скважинам участка в координатах: накопленная добыча нефти, тыс.т. ( Σ Q_н), логарифм накопленной добычи воды, м³ (lg Σ Q_в) в контрольный период (до момента Х) и после.

Как видно, положительное влияние изменения параметров нестационарного заводнения выразилось в более существенном уменьшении объема попутно добываемой воды. Причем, начало эффекта согласуется со временем изменения параметров циклического заводнения.

Сущность изобретения: ряды нагнетательных скважин образуют замкнутые многоугольники гидродинамического блока. Внутри этого блока размещены добывающие скважины. Закачку вытесняющего агента прекращают и возобновляют одновременно через один нагнетательный ряд или через одну скважину в каждом нагнетательном ряду замкнутого многоугольника. Время периодов прекращения и возобновления закачки определяют по формуле где t - продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки, с; R половина расстояния между скважинами в нагнетательном ряду, м; κ пьезопроводность пласта, м²/с 2 ил.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, образующие рядами нагнетательных скважин замкнутые многоугольники гидродинамически изолированного блока, и отбор нефти через добывающие скважины, размещенные внутри блока, причем закачку вытесняющего агента прекращают на время, а затем снова возобновляют, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет выравнивания фронта вытеснения, закачку вытесняющего агента прекращают и возобновляют одновременно через один нагнетательный ряд замкнутого многоугольника или через одну скважину в каждом нагнетательном ряду замкнутого многоугольника, а время периодов прекращения и возобновления закачки определяют по формуле

где t продолжительность периодов прекращения и возобновления закачки, с;
R половина расстояния между скважинами в нагнетательном ряду, м;
κ пьезопроводность пласта, м²/с.