Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти Советский патент 1993 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения коэффициента нефтеизвлечения и снижения отбора попутной балластной воды за счет увеличения фильтрационного сопротивления газоносной и/или водоносной (по разрезу) зон, через которые гидродинамически связаны нагнетательные и добывающие скважины.

Предложенное техническое решение предусматривает закачку вытесняющего агента через ствол нагнетательной скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбор нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны, проведение мероприятий по ограничению притока на забой добывающей скважины воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин. Отличается от прототипа тем. что на обьекте разработки устанавливают совокупность скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, а мероприятия по ограничению притока на забои скважин и оттока нагнетаемого агента проводят в добывающих

ioo

Ю СЛ OJ Ю

ю

со

и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничения связи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами.

Установив совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные зоны, работы по ограничению связи стволов с зонами проводят только в этой совокупности, Тем самым устраняется непроизводительная утечка реагента в посторонние зоны пласта и в максимально возможной степени увеличивается фильтрационное сопротивление водо- и/или газоносных зон. Последнее обусловлено большим удельным весом призабойных зон скважин в общем фильтрационном сопротивлении потоку от нагнетательной скважи- ны к эксплуатационной (70-80%). Следовательно, ограничение связи стволов скважин с водо- и/или газоносными зонами обеспечивает увеличение фильтрационного сопротивления этих зон почти на порядок и рыравнивает их по этому параметру с нефтяными зонами. За счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков сокращается отбор балластной воды и увеличивается коэффициент не фтеизвлечения.

Реализуют предложенное техническое решение следующим образом.

Общепринятыми методами проектируют для залежи систему заводнекия. Схему воздействия и плотность сетки скважин выбирают по результатам технико-экономических расчетов. Бурят скважины, проводят в них комплекс геофизических исследований (ГИС), с помощью которого определяют ем- костно-фильтрационные параметры продуктивных прослоев. По полученной информации строят геолого-статистический разрез (ГСР). С его помощью или традиционными геологическими методами определяют принадлежность продуктивных пропластков к морфологически единым комплексам пород. С их помощью, зная положения ВНК и/или ГНК, а также планируемые интервалы перфорации в скважинах, без труда определяют связанные по коллектору зоны между нагнетательными и добывающими скважинами. В процессе эксплуатации они и будут гидродинамически связанными зонами, т. е. являются объектами воздействия из стволов скважин. В настоящее время отсутствуют надежные методы изоляции водо- и/или газоносных зон в необсаженных скважинах. В обсаженных такое воздействие возможно путем предварительного вскрытия этих зон,закачки в них реагента и последующей изоляции

интервалов перфорации. Если в гидродинамически связанной зоне связь по коллектору между нефтеносной и водо- и/или газоносной зонами имеется только в добывающей скважине, мероприятия по изоляции проводят в ней, если такая связь имеется только в нагнетательной скважине, то мероприятия по изоляции проводят только в последней, а если связь имеется во всех

0 скважинах, мероприятия по изоляции проводят одновременно в добывающей и нагнетательной скважинах. В варианте без изоляции требуется периодическая подкачка реагента во вскрытые интервалы пласта.

5 В подавляющем большинстве скважин воздействие на водо- и/или газоносные зоны до начала эксплуатации скважин не проводят. В этом случае воздействие на них осуществляют через интервалы перфорации

0 нефтяной зоны. В силу большого различия водоносной, газоносной и нефтеносной зон по фильтрационному сопротивлению, закачиваемый реагент поступает в первую очередь в газоносные и водоносные зоны. В

5 зависимости от геолого-физических условий пласта используют те или иные известные закрепляющие составы для изоляции газовых и водяных зон: АСВ, ГТИ-3, ВТС-1, ВТС-2. BVC. ГОС, АКОР, АКОР-БЮО, ВГС0 1, ВГС-2, ПДС и т. д.

В качестве примера рассмотрена разработка участка из 12 скважин водонефтегазо- вой залежи пласта АСю Лянторского месторождения Западной Сибири. Исход5 ные геолого-физические параметры пласта и технологические ограничения: глубина залегания - 2075 м; абсолютная отметка ВНК - 2048, ГНК - 2033 м; эффективная толщина зоны газовой - 7,6, нефтяной 6,4, водяной 0 5.7 м; коэффициент песчанистости - 0.47, расчлененности - 7.39, пористости - 25%, проницаемости - 0,414 мкм , начальной нефтенасыщенности - 0,68, начальной газонасыщенности - 0.70, насыщенности газо5 вой шапки нефтью - 0.03. удельной продуктивности - 3.2 т/cyr МПа м; начальные температура пласта - 61.5°С, пластовое давление - 21.4 МПа, давление насыщения - 13.4 МПа; вязкость в пласто0 вых условиях нефти - 5.56. воды - 0.5, газа - 0.025 тПА с; плотность в поверхностных условиях нефти - 0.915, воды - 1.017 т/м , газосодержание - 52.5 м3/т; система размещения скважин - площадная обращенная

5 девятиточечная, плотность сетки - 16 га/скв, вскрыто 1 /3 нефтяной зоны в ее центре; давление на устьях скважин нагнетательных - 12. добывающих - 1.5 МПа; обводненность при отключении скважин - 0.995. Определение технологических показателей разработки проведено с использованием физически содержательной математической модели трехмерной трехфазной фильтрации. По результатам расчетов было установлено, что по сравнению с известным способом применение предложенного технического решения в рассмотренных геолого-физических условиях привело к возрастанию коэффициента нефтеизвлече- йия на 3.4 пункта, балластный отбор воды понизился в 1.7 раза, себестоимость дополнительной добываемой нефти несколько ниже себестоимости добычи нефти при разработке аналогичной чистонефтяной залежи с применением метода заводнения.

Формула изобретения Способ разработки сложнопостроен- ной залежи нефти путем закачки вытесняющего агента через ствол нагнетательной

скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны с проведением мероприятий по ограничению притока на забой добывающей скважи- ны воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин, отличающийся тем. что устанавливают совокупность скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны,а мероприятия по ограничению притока на

забой скважин и оттока нагнетэемоГо агента проводят в добывающих и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничения связи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водои/или газоносными по разрезу зонами.

Сущность изобретения: разработка сложнопостроенных водонефтегазовых, не- донэсыщенных нефтью, частично насыщенных нефтью, частично выработанных зяпс. жей путем закачки вытесняющего агента через ствол нагнета ельнои скважины н нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины также из нефтеносной по разрезу зоны с проведением мероприятии по ограничению притока на забои добывающей сколжины воды и газа из водо и газоносных зон, а также оттока воды в эти зоны из нагнетательных скважин. Устанавливаю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зо ны, и проводят в добывающих и нагнетатедьных скважинах этой совокупности работы по ограничению связи стволов нагнетательных и добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами. СО с