способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и разукрупнение объекта разработки, отличающийся тем, что перед разукрупнением объекта залежь разрабатывают в режиме снижения пластового давления до достижения им значения 0,60 0,75 от начального, а после разукрупнения объекта разработки добывающие скважины в зонах с пластовым давлением 0,60 0,70 от начального останавливают, продолжая разработку до повышения пластового давления до величины 0,85 0,90 от начального и закачивания в качестве рабочего агента попутную девонскую воду плотностью 1,11 1,14 г/см³, затем вводят в эксплуатацию остановленные добывающие скважины по достижении пластового давления в зоне скважины 0,70 0,75 от начального, бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи, при этом, если скважины проходят продуктивный нефтяной пласт, их эксплуатируют как добывающие, а если скважины проходят до водоподстилающего слоя, минуя нефтяной пласт, их эксплуатируют как водозаборные, отбирая через них пластовую подстилающую девонскую воду и закачивая ее в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1]

Известный способ предполагает разработку однопластовой залежи и не применим при разработке многопластовой залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины из нефтяных пластов и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нефтяные пласты [2]

Известный способ позволяет экономить затраты на бурение скважин, однако он не позволяет в равной степени отбирать нефть из пластов, находящихся на разных глубинах и имеющих каждый свои коллекторские свойства. Вследствие этого нефтеотдача залежи остается невысокой.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и разукрупнение объекта разработки, перед разукрупнением объекта залежь разрабатывают в режиме снижения пластового давления до достижения им значения 0,60-0,75 от начального, а после разукрупнения объекта разработки добывающие скважины в зонах с пластовым давлением 0,60-0,70 от начального останавливают, продолжая разработку до повышения пластового давления до величины 0,85-0,90 от начального и закачивая в качестве рабочего агента попутную девонскую воду плотностью 1,11-1,14 г/см³, затем вводят в эксплуатацию остановленные добывающие скважины при достижении пластового давления в зоне скважины 0,70-0,75 от начального, бурят дополнительные скважины на всю глубину залежи, при этом, если скважины проходят через продуктивный нефтяной пласт, их эксплуатируют как добывающие, а если проходят до водоподстилающего слоя, минуя нефтяной пласт, их эксплуатируют как водозаборные, отбирая через них пластовую подстилающую девонскую воду и закачивая ее в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины.

Существенными признаками изобретения являются отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; проведение разработки залежи в режиме снижения пластового давления до 0,60-0,75 от начального пластового давления; проведение разукрупнения объектов разработки; на разукрупненном объекте разработки остановка добывающих скважин в зонах с пластовым давлением 0,60-0,70 от начального пластового давления; продолжение разработки в режиме повышения пластового давления до 0,85-0,90 от начального пластового давления; введение в эксплуатацию остановленных добывающих скважин при достижении пластового давления в зоне скважины 0,70-0,75 от начального пластового давления; бурение дополнительных скважин на всю глубину залежи до водоподстилающего слоя; переведение скважины в добывающую при высокой продуктивности нефтяного пласта, пересекаемого скважиной; переведение скважины в водозаборную при прохождении скважины мимо нефтяного пласта, отбор пластовой подстилающей воды и закачка ее в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины; использование в качестве рабочего агента попутной девонской пластовой воды плотностью 1,11-1,14 г/см³.

При разработке многопластовой нефтяной залежи с пластами, не имеющими гидродинамической связи друг с другом, добывающие и нагнетательные скважины проводят сразу через несколько пластов. Отбор нефти и закачку рабочего агента ведут одновременно на нескольких пластах. Поскольку пласты имеют прерывистое строение, то часть скважин при бурении может не попадать в зону продуктивного пласта. Определить зоны неколлектора бывает чрезвычайно трудно, поэтому часть скважин неизбежно оказывается задействована на один пласт или же вообще проходит мимо продуктивных зон нефтяных пластов. По мере выработки запасов часть скважин останавливают как бесперспективные, т.е. выводят в тираж.

Скважины, проходящие мимо продуктивных зон нефтяных пластов, и тиражные скважины используют как водозаборные. При этом вновь строящиеся дополнительные скважины бурят до водоподстилающего слоя, изолированного от верхних слоев, а тиражные существующие скважины дополнительно разбуривают до водоподстилающего слоя. Водозаборные скважины соединяют с нагнетательными скважинами и закачивают пластовую подстилающую воду. Поскольку расстояние между водозаборными и нагнетательными скважинами невелико, то обеспечивают точное соответствие пластовой воды, имеющейся в нефтяном пласте, и закачиваемой воды из водоподстилающего слоя, используемой в качестве рабочего агента. При этом практически сохраняется пластовая температура закачиваемой воды за счет минимальных потерь на транспортировку от скважины к скважине. Пластовую подстилающую воду перекачивают из скважины в скважину по герметичным трубопроводам без контакта с кислородом воздуха и без потери пластового давления, что предопределяет исключение затрат на подготовку воды, исключение возможности роста сульфатвосстанавливающих бактерий и минимальные затраты на перекачку рабочего агента.

Разработка многопластовой залежи единым фондом скважин приводит к неравномерности выработки запасов по пластам. В конце концов процесс разработки становится трудноуправляемым и требует разукрупнения объектов разработки. Разукрупнение объектов проводят, выделяя пласты в самостоятельные объекты разработки. Кроме того, при наличии в продуктивном пласте гидродинамически изолированных продуктивных зон пласта, их также выделяют в самостоятельные объекты разработки.

Период для разукрупнения объектов разработки определен по достижению пластового давления 0,60-0,75 от начального пластового давления. До этого залежь разрабатывают в режиме снижения пластового давления, которое вычисляют при условии превышения объемов отборов жидкости из пласта через добывающие скважины над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины.

После разукрупнения объектов разработки останавливают добывающие скважины в зонах пласта с пластовым давлением 0,60-0,70 от начального пластового давления. Остановку скважины производят в зонах пласта с наиболее низкими значениями пластового давления. Это способствует более быстрому выравниванию пластового давления по пласту и создает предпосылки для более равномерной выработки запасов залежи.

Режим повышения пластового давления выполняют за счет превышения объемов закачки рабочего агента через нагнетательные скважины в пласт над объемами отбора жидкости из пласта через добывающие скважины. Смена режима снижения пластового давления на режим повышения пластового давления сопровождается интенсивной промывкой пласта рабочим агентом, увеличением охвата пласта воздействием и продвижением к добывающим скважинам дополнительных объемов нефти. При достижении в зонах пласта пластового давления 0,70-0,75 от начального пластового давления целесообразно запустить в эксплуатацию остановленные добывающие скважины. Ввод их в эксплуатацию при таких давлениях уже не способен существенно влиять на общую скорость повышения пластового давления и равномерность выработки запасов, но приводит к весьма существенному приросту добычи нефти за счет изменения градиентов потоков пластовых флюидов в пласте.

Режим повышения пластового давления продолжают до установления пластового давления в пласте 0,85-0,90 от начального пластового давления, после чего залежь разрабатывают в режиме поддержания пластового давления. При таком пластовом давлении выработка запасов в режиме поддержания пластового давления проходит наиболее полно.

П р и м е р. Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь, состоящую из 8 пластов и мощного водоподстилающего слоя. Каждый пласт изолирован от других. Длина залежи 25 км, ширина 8 км.

Классификация коллекторов: терригенный, неоднородный.

I группа пород продуктивные коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм² (фазовая проницаемость по нефти более 0,05 мкм²).

В I группе выделяются две подгруппы пород:

первая подгруппа коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм² и с объемной глинистостью 2%

вторая подгруппа коллекторы с проницаемостью более 0,1 мкм² и с объемной глинистостью > 2%

II группа пород малопродуктивные коллекторы с проницаемостью от 0,03 до 0,1 мкм² (фазовая проницаемость по нефти от 0,01 до 0,05 мкм²).

III группа пород некондиционные коллекторы с проницаемостью меньше 0,03 мкм² и глины, т.е. группа неколлекторов.

Характеристика коллекторов и пластовых флюидов приведена в таблице.

На залежи размещено 1400 добывающих и 400 нагнетательных скважин. Через скважины отбирают нефть и закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,11-1,14 г/см³ в качестве рабочего агента одновременно в несколько пластов. Объемы отбора пластовых флюидов превышают объемы закачки рабочего агента, вследствие чего пластовое давление постепенно снижается. При достижении пластового давления 11,0-13,0 МПа, что составляет 0,60-0,75 от начального пластового давления, разукрупняют объекты разработки. Выделяют в самостоятельные объекты разработки отдельные пласты, а в случае нарушения сплошности пласта, выделяют изолированные, не связанные между собой гидродинамические участки. На выделенных участках разработки останавливают добывающие скважины в зонах с пластовым давлением 11,0-12,0 МПа (0,60-0,70 от начального пластового давления). Через нагнетательные скважины закачивают объем рабочего агента больший, чем объем отбираемых пластовых флюидов через добывающие скважины. Пластовое давление постепенно повышается. При достижении пластового давления в зоне остановленных добывающих скважин 12,0-13,0 МПа их запускают в работу. Пластовое давление поднимают до 15,0-16,0 МПа (0,85-0,90 от начального пластового давления). Продолжают разбуривание залежи новыми скважинами.

Вследствие значительной прерывистости пласта и наличия значительных зон неколлектора часть скважин проводят до водоподстилающего слоя, минуя нефтяные пласты. Такие скважины используют как водозаборные. Скважины, попадающие в продуктивные нефтяные зоны, используют как добывающие скважины данного объекта разработки. Кроме того, дополнительно углубляют до продуктивного водоподстилающего слоя тиражные скважины и используют их как водозаборные. Водозаборные скважины снабжают электроцентробежными высокопроизводительными и глубинными насосами и соединяют с ближайшими нагнетательными скважинами через герметичные наземные водоотводы. Постепенно увеличивают объемы закачки подстилающей девонской воды плотностью 1,18-1,19 г/см³, т.е. осуществляют постепенную замену рабочего агента на агент более высокой плотности. Разработку залежи продолжают в режиме поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 2-3%