способ разработки нефтяной залежи
Классы МПК: | E21B43/20 вытеснением водой |
Автор(ы): | Хисамов Р.С., Тазиев М.З., Хисамова Р.М. |
Патентообладатель(и): | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерное общество "Татнефть" |
Приоритеты: |
подача заявки:
1997-05-29 публикация патента:
10.04.1998 |
По способу разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин. Проводят интенсификационные работы на добывающих скважинах с низким коэффициентом продуктивности. Добиваются выравнивания коэффициентов продуктивности. Устанавливают по залежи одинаковую разность давлений между зонами нагнетательных скважин и зонами ближайших добывающих скважин.
Формула изобретения
Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин, проводят интенсификационные работы на добывающих скважинах с низким коэффициентом продуктивности, добиваясь выравнивания коэффициентов продуктивности, после чего устанавливают по залежи одинаковую разность давлений между зонами нагнетательных скважин и зонами ближайших добавляющих скважин.Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины [1]. Известный способ применим на начальной стадии разработки залежи и не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]. Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин, проводят интенсификационные работы на добывающих скважинах с низким коэффициентом продуктивности, добиваясь выравнивания коэффициентов продуктивности, после чего устанавливают по залежи одинаковую разность давлений между зонами нагнетательных скважин и зонами ближайших добывающих скважин. Существенными признаками изобретения являются:1. Отбор нефти через добывающие скважины. 2. Закачка через нагнетательные скважины рабочего агента. 3. Определение коэффициентов продуктивности добывающих скважин. 4. Проведение интенсификационных работ на добывающих скважинах с низким коэффициентом продуктивности, добиваясь выравнивания коэффициентов продуктивности. 5. Устанавливают по залежи одинаковую разность давлений между зонами нагнетательных скважин и зонами ближайших добывающих скважин. Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения. Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. При разработке нефтяной залежи на поздней стадии производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. В добывающих скважинах определяют коэффициенты продуктивности. Коэффициент продуктивности по скважинам определяют по индикаторной кривой или кривой падения давления во времени
К = Q / (Рпл - Рзаб),
где К - коэффициент продуктивности, м3/сутМПа;
Q - дебит жидкости или приемистость скважины, м3/сут;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рзаб - забойное давление, МПа. При закачке рабочего агента максимальное влияние будут испытывать добывающие скважины с максимальным коэффициентом продуктивности. Определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин. На скважинах с низкими коэффициентами продуктивности проводят интенсификационные работы: кислотные обработки, разглинизацию, промывку растворами поверхностно-активных веществ, гидроразрыв пласта, бурение новых горизонтальных и наклонных столов из существующих скважин и т.п. Добиваются сближения величин коэффициентов продуктивности в скважинах, приближаясь к максимальным значениям. Разработку продолжают, поддерживая по залежи близкую разность давлений между зоной нагнетательных скважин и ближайшей зоной добывающих скважин, т.е. поддерживают одинаковую разность между забойными давлениями в нагнетательных и в добывающих скважинах. В качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта. Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%, проницаемость 0,029 мкм2, нефтенасыщенность 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25oС; параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м3, вязкость 46 мПас, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м3/т, содержание серы 3,64 %. Разрабатывают нефтяную залежь, отбирая нефть через 15 добывающих скважин и закачивая рабочий агент - высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 с нижнего горизонта, через 15 нагнетательных скважин. Определяют коэффициенты продуктивности добывающих скважин, которые составляют величины от 0,1 до 0,7 м3/сутМПа. На скважинах с низкими коэффициентами продуктивности проводят интенсификационные работы: кислотные обработки, разглинизацию, промывку растворами поверхностно-активных веществ, гидроразрыв пласта, бурение новых горизонтальных и наклонных столов из существующих скважин и т.п. Добиваются сближения величин коэффициентов продуктивности в добывающих скважинах до величины 0,7 м3/сутМПа. Разработку продолжают, поддерживая по залежи близкую разность давлений между зоной нагнетательных скважин и зоной добывающих скважин, в частности, разность давлений составляет по залежи 30 МПа, т.е. забойные давления в нагнетательных скважинах 36 МПа, в добывающих скважинах 6 МПа. В результате разработки нефтеотдача залежи повысилась на 11%, коэффициент нефтеотдачи составил 0,56. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.
Класс E21B43/20 вытеснением водой