способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, предусматривающий разбуривание ее непересекающимися рядами нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки на месторождении обустраивают дополнительные ряды нагнетательных скважин, пересекающие ряды основных нагнетательных скважин, пересекающие ряды основных нагнетательных скважин и образующие с ними замкнутые контуры нагнетания, при этом нагнетательные скважины контура нагнетания включают в работу попеременно, а в контуре определяют зону стягивания и добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий рядное размещение нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Способ не позволяет реализовать высокую нефтеотдачу нефтяной залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение на залежи участков, ограниченных рядами нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин, закачку рабочего агента в противоположных режимах давления через нагнетательные скважины, расположенные напротив друг друга, и отбор нефти через добывающие скважины [2]

Известный способ позволяет несколько увеличить количество добываемой из залежи нефти, одако конечная нефтеотдача остается на невысоком уровне.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Достигается это тем, что при разработке нефтяной залежи, включающей выделение на залежи участков разработки, ограниченных непересекающимися рядами нагнетательных скважин, размещение добывающих скважин между нагнетательными скважинами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки на месторождении обустраивают дополнительные ряды нагнетательных скважин, пересекающих ряды основных нагнетательных скважин и образующих с ними замкнутые контуры нагнетания. Внутри каждого контура нагнетания выделяют участок с добывающими скважинами, внешняя граница которого составляет контур стягивания, а на добывающих скважинах между контурами нагнетания и стягивания устанавливают циклический режим отбора нефти, совпадающий по фазе и находящийся в противофазе с циклическим режимом нагнетания рабочего агента через нагнетательные скважины. В нагнетательных скважинах проводят выравнивание профиля вытеснения и по мере выработки запасов нефти контур стягивания уменьшают в размере. Внутри контура стягивания на забоях добывающих скважин поддерживают давление на 10-15% ниже давления насыщения нефти газом.

На начальной стадии разработки залежь нефти разрезают непересекающимися рядами нагнетательных скважин. Добывающие скважины размещают между рядами нагнетательных скважин. При этом происходит как бы разделение большого объекта разработки на малые. Через добывающие скважины ведется отбор нефти, а нагнетательные закачивают воду, что обеспечивает поддержание пластового давления на высоком уровне и способствует вытеснению нефти из пласта. Циклическое изменение режимов работы нагнетательных скважин позволяет изменить градиенты потоков вытесняющего агента в пласте и увеличить площадь охвата воздействием. Однако даже при таком воздействии на пласт остаются зоны, из которых нефть не удается извлечь. Повышению эффективности воздействия на пласт способствует переход на поздней стадии разработки от рядной системы нагнетательных скважин к системе замкнутого контура нагнетания.

На месторождении обустраиваются дополнительные ряды нагнетательных скважин (часть скважин бурится вновь, часть переоборудуется из добывающих), пересекающие ряды основных нагнетательных скважин и образующие с ними замкнутые контуры нагнетания. При этом создаются условия для реализации замкнутого фронта нагнетания с созданием по контуру повышенного давления и потока вытесняющего агента к центру контура. Нагнетательные скважины в контуре периодически и поочередно включают в работу и отключают.

Размещение в центральной части выделенного объекта разработки добывающих скважин, интенсивно отбирающих нефть, создает контур стягивания, в котором за счет взаимодействия скважин создаются потоки нефти к центру, как в поглощающую воронку, что способствует увеличению извлечения нефти из пласта.

Добывающие скважины, расположенные между контурами нагнетания и зоной стягивания, так же, как и нагнетательные, переводят на циклический режим работы, но в противофазе нагнетательным, т.е. в каждый период времени работают те добывающие скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин.

Циклическое взаимодействие режимов работы добывающих и нагнетательных скважин по фазе и противофазе способствует большему изменению градиентов потоков флюидов в пласте, чем при циклическом изменении режимов работы только нагнетательных скважин. Все это приводит к увеличению охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи. Также к увеличению охвата пласта воздействием приводит и выравнивание профиля вытеснения в добывающих скважинах.

По мере выработки запасов производят сужение контура стягивания и расширение зоны изменения градиентов потоков в пласте, что способствует увеличению выработки запасов.

П р и м е р. На залежи площадью 150 га размещают четыре параллельных ряда нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами 500 м. Между нагнетательными скважинами размещают 20-ть добывающих скважин. Между рядами нагнетательных скважин через каждые семь скважин размещают дополнительные ряды из пяти нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно основным рядам нагнетательных скважин. Параллельные и перпендикулярные ряды нагнетательных скважин образуют контур нагнетания. Внутри каждого контура нагнетания располагаются от 20 до 40 добывающих скважин. В центральной части контура нагнетания выделяют группу из 10-ти добывающих скважин, на которых устанавливают забойное давление 11,5 МПа, что составляет 10-15% от давления насыщения нефти газом. Внешняя граница размещения этих добывающих скважин составляет контур стягивания. Между контурами стягивания и нагнетания размещены 10-30 добывающих скважин. Режим работы нагнетательных скважин на контуре нагнетания варьируют, изменяя давление закачки воды от 10 до 12 МПа в течение 30-90 сут и обратно. Режимы работы половины добывающих скважин в тот же период времени устанавливают в соответствии с режимом работы нагнетательных скважин, т.е. проводя отбор нефти, жидкости и газа равную величине залежи с дебитом от 5 до 500 т/сут и обратно, а в других скважинах в обратном порядке, т. е. поддерживается текущая компенсация на уровне 100% Затем в следующем цикле режимы работы добывающих скважин меняют на противоположные.

Через 5-6 лет при обводненности нефти в добывающих скважинах контура стягивания более 80% производят уменьшение размера контура стягивания до 5-6-ти добывающих скважин.

В нагнетательных скважинах при обводненности продукции добывающих скважин 50% и более проводят выравнивание профиля вытеснения. Для этого в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают 0,05%-ный водный раствор полиакриламида, в виде оторочек размером 0,2% от объема пор.

Аналогичные операции проводят на других объектах разработки месторождения.

Применение предлагаемого способа позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи с 0,42 (как в прототипе) до 0,47.