способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ путем нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие скважины, отличающийся тем, что сначала определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям, а добывающие и нагнетательные скважины размещают рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных пластов с повышенной и высокой неоднородностью пластов по коллекторским параметрам.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины [1] .

Недостатками способа являются недостаточно высокая нефтеотдача за счет того, что неоднородность фильтрационных параметров учитывается только по разрезу, и большой расход рабочего агента за счет неполного учета реальной площадной фильтрационной неоднородности.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и добычу флюида через добывающие скважины. При этом сменяют режимы работы нагнетательных и добывающих скважин [2] . Недостатки данного способа такие же, как у аналога.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и сокращение расхода рабочего агента.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины и добычи флюида через добывающие скважины сначала определяют степень изменчивости проницаемости по различным направлениям, а затем добывающие и нагнетательные скважины размещают рядами в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости.

Степень изменчивости характеризуется величинами параметров неоднородности пласта по проницаемости.

На фиг. 1 представлены значения проницаемостей ячеек модельного участка, мД (мкм² 10^-3); на фиг. 2 - сопоставление расчетных вариантов модельного участка пласта ЮК₁₀, Таллинской площади при различных размещениях нагнетательных скважин.

П р и м е р. Одним из объектов разработки сильно неоднородных нефтяных пластов является Таллинское месторождение, пласт ЮК₁₀, коэффициент вариации проницаемости которого достигает 250-350% , что в 3-4 раза выше, чем по другим месторождениям страны с аналогичными геолого-физическими свойствами пластов.

Сильно неоднородное строение пласта обуславливает резкое отличие в величинах проницаемости отдельных зон и прослоев, что приводит к появлению сверхпроницаемых прослоев различной протяженностью - суперколлекторов. Доля их на Таллинском месторождении по отдельным участкам колеблется от 10 до 29% , что существенно ухудшает характеристику вытеснения нефти водой в пласте и негативно влияет на технологические результаты разработки месторождения, а также увеличивает расход рабочего агента и объемы попутно добываемой с нефтью воды.

Для осуществления способа сначала определяют одним из известных способов степень изменчивости проницаемости в различных направлениях разбуренного участка пласта. Например, это можно сделать с помощью геостатического метода построения вариограмм пространственной изменчивости признака. Особенность этого приема заключается в том, что пары скважин выбираются в определенном направлении, а не в целом по объему (площади). В нашем примере в качестве расчетной модели был выбран участок пласта (модельный участок) с физико-коллекторскими параметрами, близкими к параметрам пласта ЮК₁₀ 12 блока Таллинского месторождения, проницаемость отдельных ячеек которого по определенным направлениям подобрана таким образом, чтобы изменчивость (V) ее была по горизонтальным ячейкам около 200% , а по вертикальным ячейкам - 50% , т. е. соответствовала фактическим результатам по 12 блоку Таллинского месторождения.

Рассматривалась линейная система заводнения (7 добывающих и 7 нагнетательных скважин) с расстоянием от добывающих до нагнетательных скважин - 400 м.

Из фиг. 1 видно, что степень изменчивости проницаемости в горизонтальном направлении сильно варьирует, а именно:

V = 189% ; = 209 = 209% ; Х_ср. = 100 мД. где V - коэффициент вариации проницаемости;

К_max, K_min - соответственно максимальное и минимальное значение проницаемости;

Х_ср. - среднее значение проницаемости.

В вертикальном направлении степень изменчивости проницаемости относительно невелика:

V = 52% ; = 5 = 5; Х_ср. = 100 мД.

В дальнейшем расстановка нагнетательного ряда скважин производилась по 2 вариантам: 1 вариант - ряды нагнетательных и добывающих скважин размещались по направлению наибольшей степени изменчивости проницаемости (с запада на восток - по горизонтали); 2 - вариант - расположение рядов нагнетательных и добывающих скважин производилось в направлении наименьшей степени изменчивости проницаемости пласта (с севера на юг - по вертикали, т. е. ряды повернуты на 90^о по отношению к 1 варианту).

На фиг. 2 в соответствии с выполненными гидродинамическими расчетами показано сопротивление основных технологических характеристик вытеснения нефти водой для этих вариантов. Из рассмотрения представленных на фиг. 2 графиков видно, что расстановка нагнетательных рядов по направлению наименьшей степени изменчивости проницаемости значительно улучшает технологические показатели разработки, а именно увеличение безводной нефтеотдачи в 3-4 раза. Кроме того, происходит увеличение конечной нефтеотдачи в 1,5 раза и уменьшение расхода рабочего агента из-за того, что меньшее количество нагнетательных скважин попадает в суперколлектора, которые приводят к кинжальному прорыву воды в добывающие скважины и неэффективному процессу закачки рабочего агента.