способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин и размещение их рядами, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что разработку ведут в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80 85% от первоначального, затем определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин, и обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные, продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления, в добывающих скважинах, расположенных вдоль ряда нагнетательных скважин, определяют пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, выработанность запасов и скорость обводнения, выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью, бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин, дополнительные добывающие скважины перфорируют в кровельной части продуктивного пласта, а отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления, при этом в качестве рабочего агента используют воду плотностью 1,08 1,10 г/см³.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве используемой воды в нагнетальные скважины закачивают попутную девонскую пластовую воду.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: 10 20 сут закачка, 10 20 сут - остановка, при этом обеспечивают условие соответствия объемов отбора и закачки жидкости за три месяца разработки.

Описание изобретения к патенту

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

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

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение и рядное размещение скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]

Известный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции, однако нефтеотдача неоднородной залежи невысока вследствие прорывов рабочего агента к добывающим скважинам по высокопроницаемым зонам залежи.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи неоднородной нефтяной залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение скважин и размещение их рядами, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины разработку ведут в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Затем определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин и обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные, продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления, в добывающих скважинах, расположенных вдоль ряда нагнетательных скважин, определяют пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, выработанность запасов и скорость обводнения, выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистости, бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин, дополнительные добывающие скважины перфорируют в кровельной части продуктивного пласта, а отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления, при этом в качестве рабочего агента используют воду плотностью 1,08- 1,10 г/см³. В качестве используемой воды в нагнетательные скважины закачивают попутную девонскую пластовую воду.

Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка, при этом обеспечивают условие соответствия объемов отбора и закачки жидкости за 3 мес разработки.

Существенными признаками изобретения являются: бурение и рядное размещение скважин; отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; проведение разработки в режиме снижения пластового давления; предел снижения пластового давления 80-85% от первоначального; определение линий тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярных рядам нагнетательных скважин; переведение на линиях тока обводненных добывающих скважин в нагнетательные; продолжение разработки залежи в режиме поддержания пластового давления; определение пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения в добывающих скважинах, расположенных вдоль ряда нагнетательных скважин; выделение зоны залежи с пониженной пористостью, проницаемостью, нефтенасыщенностью, выработанностью запасов и скоростью обводнения и повышенной глинистостью; размещение дополнительных добывающих скважин в выделенной зоне и/или за выделенной зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин; перфорирование дополнительных добывающих скважин в кровельной части продуктивного пласта; отбор нефти при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления; использование в качестве рабочего агента воды с плотностью 1,08-1,10 г/см³ использование в качестве воды попутной девонской пластовой воды; закачка рабочего агента в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка, при обеспечении соответствия объемов отбора и закачки жидкости за 3 мес.

Проведение разработки в режиме снижения пластового давления при работе добывающих и нагнетательных скважин предопределяет превышение отбора жидкости из пласта над закачкой и за счет работы нагнетательных скважин плавное постепенное снижение пластового давления. При этом появляется возможность проследить за движением закачиваемого рабочего агента от скважины к скважине и тем самым выявить низкопроницаемые зоны пласта неоднородной залежи. При достижении пластового давления 80-85% от первоначального картина неоднородности залежи проясняется практически полностью. К этому моменту появляется возможность определить линии тока закачиваемого рабочего агент, наметить к переводу в нагнетательные скважины, размещенные на линиях тока, перпендикулярных рядам нагнетательных скважин. После перевода добывающих скважин в нагнетательные отпадает необходимость в режиме разработки снижения пластового давления и разработку ведут в режиме поддержания пластового давления. Для окончательного уточнения зон залежи с невыработанными запасами в добывающих скважинах, расположенных вдоль рядов нагнетательных скважин, определяют пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, выработанность запасов и скорость обводнения. Один или несколько этих параметров не позволяют с достаточной достоверностью определить местоположение низкопроницаемой зоны на данной залежи. Полную и точную картину возможно получить, только сопоставив все шесть параметров. Зоны с пониженной пористостью, проницаемостью, нефтенасыщенностью, выработанностью запасов и скоростью обводнения добываемой продукции и повышенной глинистостью относят к низкопроницаемым. Как правило, фильтрационные потоки в пласте обходят или слабо дренируют эти зоны. За этими зонами с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин остаются слабо выработанные участки со средней или даже высокой проницаемостью. В этих участках размещают дополнительные добывающие скважины и отбирают нефть. Перфорация скважин в кровельной части пласта и поддержания депрессии не ниже 85% от начального пластового давления и использование в качестве рабочего агента девонской пластовой воды с плотностью 1,08-1,10 г/см³ способствует поддержанию обводненности добываемой продукции на низком уровне в течение длительного периода времени. Циклическая закачка рабочего агента способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и более полной выработке запасов залежи. Обеспечение соответствия объемов отбора и закачки жидкости способствует установлению равновесия в пласте, снижение экологической нагрузки и увеличению нефтеотдачи залежи.

Попутную девонскую пластовую воду плотностью 1,08 1,10 г/см³ получают разбавлением в пластовых условиях девонского горизонта пластовой девонской воды плотностью 1,18 г/см³ пресной водой плотностью 1,00 г/см³ до достижения требуемой плотности.

П р и м е р 1. Разрабатывают залежь площадью 207051 тыс.м² со следующими характеристиками: коэффициент пористости 0,191; коэффициент нефтенасыщенности 0,809; плотность нефти на поверхности 0,865 г/см³ начальные балансовые запасы 130977 тыс.т; коэффициент нефтеотдачи 0,566; извлекаемые запасы 74141 тыс.т; глинистость 1,1% средняя глубина 1750 м; нефтенасыщенная толщина пласта 6,71 м; вязкость нефти в пластовых условиях 3,92 СП; вязкость пластовой воды в пласт.усл. 1,3 СП; проницаемость 0,387 Д; газовый фактор 58,6 м³ /т; начальная температура пласта 40^o С; начальное пластовое давление 17,0 МПа; давление насыщения 8,3 МПа; плотность в пластовых условиях нефти 0,81 г/см³, воды 1,18 г/см³.

Коллектор терригенный,глинистый песчаник и алевролит.

143 нагнетательные скважины размещают в 2 ряда по краям по длине залежи. 215 добывающих скважин размещают рядами вдоль рядов нагнетательных скважин. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до достижения пластового давления от 13,6 до 14,5 МПа на разных участках залежи. Выявляют четыре главные линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Линии тока определяют по обводнению добываемой продукции в добывающих скважинах. Переводят 31 добывающую скважину, размещенную на линиях тока, в нагнетательные скважины. Разработку ведут в режиме поддержания пластового давления, обеспечивая соответствие расходов закачки и отбора жидкости из залежи. В добывающих скважинах ряда ближайшего к ряду нагнетательных скважин определяют пористость, проницаемость, глинистость, нефтенасыщенность, выработанность запасов и скорость обводнения. В 4 скважинах эти показатели принимают следующие средние значения: пористость 0,17, нефтенасыщенность 0,74, проницаемость 0,120 Д, глинистость 3,4% выработанность запасов 78% от начальных извлекаемых по залежи (средние по залежи 88%), скорость обводнения скважин 0,5-1% в год (средняя скорость обводнения по залежи 1,5- 2% в год). Выделяют зону залежи площадью 152 га с 4 добывающими скважинами. Размещают 3 дополнительные добывающие скважины за выделенной зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части на длине 1,0 м, отбор нефти осуществляют при депрессии на пласт не ниже 14,5 МПа. В качестве рабочего агента используют попутную девонскую пластовую воду плотностью 1,09 г/см³.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но дополнительные добывающие скважины размещают 2 за выделенной зоной, 1 в выделенной зоне с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента используют минерализованную пластовую воду плотностью 1,08 г/см³ Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: от 10 до 20 сут закачка и от 10 до 20 сут остановка нагнетательных скважин в зависимости от соответствия объемов отбора и закачки жидкости по участкам разработки залежи за 3 месяца разработки.

Пример 3.

Выполняют, как пример 2, но 3 дополнительные добывающие скважины размещают в выделенной зоне с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента используют попутную девонскую пластовую воду плотностью 1,10 г/см³.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи на 4-6%