способ разработки слоистых неоднородных по проницаемости нефтяных пластов

Формула изобретения

Способ разработки слоистых не однородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий попеременные отбор нефти из пласта и нагнетание в пласт вытесняющего агента, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов вытеснением, до нагнетания вытесняющего агента осуществляют гидродинамическое разобщение слоев в остановленных добывающих скважинах путем заполнения их стволов в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта слабофильтрующейся жидкостью, а выше ее до устья буферной жидкостью, при этом нагнетание вытесняющего агента осуществляют до восстановления первоначального упругого запаса энергии пласта, после чего нагнетание вытесняющего агента прекращают и отбирают нефть из пласта до тех пор, пока пластовое давление не снизится до уровня рентабельной добычи нефти, при этом циклы нагнетания вытесняющего агента отбора нефти повторяют многократно в течение всего периода разработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинным способам разработки слоистых, неоднородных по проницаемости, нефтяных пластов.

Целью изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пластов вытеснением.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки слоистых, неоднородных по проницаемости, нефтяных пластов, включающем попеременные отбор нефти из пласта и нагнетание в пласт вытесняющего агента, до нагнетания вытесняющего агента осуществляют гидродинамическое разобщение слоев в остановленных добывающих скважинах путем заполнения их стволов в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта слабофильтрующейся жидкостью, а выше нее до устья буферной жидкостью, при этом нагнетание вытесняющего агента осуществляют до восстановления первоначального упругого запаса энергии пласта, после чего нагнетание вытесняющего агента прекращают и отбирают нефть из пласта до тех пор, пока пластовое давление не снизится до уровня рентабельной добычи нефти, при этом циклы нагнетания вытесняющего агента отбор нефти повторяют многократно в течение всего периода разработки.

Сущность заявляемого способа и его отличия от способа прототипа поясняются схемами, приведенными на фиг. 1 и фиг. 2.

Для примера рассмотрен двухслойный пласт, разделенный непроницаемой перемычкой 1, выше нее низкопроницаемый слой 2, ниже высокопроницаемый (суперколлектор) 3. Толщины слоев одинаковые, упругоемкостные свойства отличаются незначительно.

Начальное пластовое давление равно 20 МПа, изменение давления в верхнем слое принято 10 МПа, (фиг.1,б), т.е. от 20 до 10 МПа, в нижнем от 25 до 5 МПа, что необходимо для создания минимальных перепадов давлений в верхних слоях в конце циклов закачки и отбора на уровне 5 МПа.

На фиг. 1,а и 1,б изображено соответственно начальное состояние слоев и после добычи нефти. Давление в верхнем слое 2 снизится до 10 МПа, в нижнем 3 до 5 МПа. После изоляции 4 слоев в добывающих скважинах путем заливки их стволов слабофильтрующейся жидкостью (глинистым раствором, вязкими нефтями, гелями или др. ), выше которой до устья скважины буферной жидкостью (водой или добываемой нефтью) и последующей закачки вытесняющего агента, например воды, давление в верхнем слое восстановится до начального (20 МПа), в нижнем

до 25 МПа. Внедрение воды 5 при этом по нижнему слою при равных прочих условиях будет в два раза больше, чем в верхний, за счет большей в такое же число раз амплитуды изменения давления. После отбора нефти из пласта часть внедрившейся при закачке воды в верхний слой через фильтры 6 нагнетательных скважин перетечет в нижний (фиг. 1,г). При линейной системе заводнения эта часть составит 1/2, при трехрядной блоковой 1/3, т.е. соответствует соотношению добывающих и нагнетательных скважин.

На фиг. 1,д и 1,е показано состояние слоев после прорыва фронта вытеснения по нижнему слою, продукция скважины резко обводнится, однако темп выработки запасов верхнего слоя не изменится.

На фиг. 2а, 2б и 2в показаны состояния слоев после аналогичных операций, но без разобщения слоев в скважинах. Быстрый подъем давления в нижнем слое - суперколлекторе и медленный рост его в верхнем вызовет переток нефти 7 из нижнего слоя в верхний. Объем этого перетока будет мало отличаться от внедренного объема воды в этот слой, так как разница между забойным давлением нагнетания и пластовым в нижнем слое в зоне закачки и отбора невелика. При пуске добывающих скважин (фиг. 2,г) практически будет отбираться нефть нижнего слоя, т.к. из верхнего слоя будет отбираться нефть, перетекаемая из нижнего во время нагнетания воды.

На фиг. 2,д 2,е показано состояние слоев после прорыва воды в добывающие скважины по нижнему слою. После восстановления до необходимого уровня пластового давления, а затем пуска в работу добывающих скважин будет добываться практически вода (высокообводненная нефть).

Как видно из этого примера, при повышении давления нагнетания за счет остановок добывающих скважин (без разобщения слоев) выработка запасов нефти в низкопроницаемых пропластках осуществляется такими же темпами, как и при непрерывной закачке воды и работе добывающих скважин, т.к. перепад давления между зоной закачки и отбора при этом не меняется.

Способ осуществляют следующим образом. Одним из объектов эффективного применения заявляемого способа является карбоновая залежь нефти Возейского месторождения (Коми ССР), залегающая на глубине 1700 м. Об этом можно судить по результатам разработки ее за истекший период (1978-1990 гг.). В связи с большой проницаемостной неоднородностью карбонатного коллектора и повышенной вязкостью нефти (13 сП) при достигнутом коэффициенте нефтеизвлечения, равном 0,094 обводненность продукции составила 83,8% прогнозная же величина коэффициента нефтеизвлечения оценивается не более 0,18, что почти в 2 раза меньше утвержденной величины. (0,37). Наличие в залежи высокопроницаемых слоев суперколлекторов не позволяет создать достаточное давление нагнетание, обеспечивающее вытеснение нефти из слабопроницаемых прослоев продуктивной толщи. Среднее значение его в 1990г. составляло 4,5 МПа, а в 20 скважинах оно равнялось 0. Средняя репрессия на пласт при этом была равной 2,5 МПа. При использовании заявляемого способа на месторождении без переоборудования насосных станций давление нагнетания возможно повысить как минимум до 15 МПа, т. е. до паспортного давления установленных насосов. При снижении давления в низкопроницаемых слоях в конце цикла отбора жидкости, например, до 10 МПа и восстановления его в конце цикла закачки до начального пластового ( 18,0 МПа) репрессия на пласт составит соответственно 22,0 и 14,0 МПа или в среднем за цикл закачки 18,0 МПа, что в 7 раз больше существующей.

Репрессия определяется по формуле:

P=P_нагн.+0,01H_скв.-P_пл.

Есть основание предполагать, что при таким увеличении репрессии на пласт будут эффективно вырабатываться запасы по всему продуктивному разрезу, причем без большого увеличения добычи попутной воды. В противном случае возможно применить более мощное насосное оборудование. Во всяком случае способ может обеспечить коэффициент нефтеизвлечения на уровне 0,4-0,5 характерной величины для таких вязкостей нефти при благоприятных коллекторских свойствах пластов.

Расчет процесса разработки с применением заявляемого способа требует много опытных промысловых данных. Поэтому здесь будет изложен укрупненный оценочный расчет. Приняв среднюю величину коэффициента упругоемкости залежи в 210^-4 (МПа) по промысловым данным и объем залежи, равный 110⁹м³ удельный упругий запас ее (на 1 МПа давления) составит: V_уд=210^-4110⁹=210⁵ м³/МПа. При амплитуде изменения давления в залежи, равной 8 МПа (18^oC10МПа) упругий запас залежи составит V=210⁵8=1,610⁶м³. Добыча нефти в начальный период за счет упругой энергии составила бы 1,3610⁶т.

По оценочным расчетам доля объема суперколлектора от объема залежи составляет 10% Полагая, что суперколлектор в настоящее время полностью обводнился, и, что амплитуда изменения давления в нем 4,5 раза выше, чем в остальной части залежи (это условие необходимо для практической реализации в приемлемые сроки указанного изменения давления в основной части залежи) упругий запас воды в суперколлекторе составит:

V_в=0,1110⁹12210^-4= 2,410⁵ м³

Полагая так же, что при трехрядной системе размещения добывающих скважин в блоках (соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3:1) четверть упругого запаса основной части залежи реализуется путем перетоков внутренней воды через фильтры нагнетательных скважин в суперколлектор. Этот объем будет равным: V_п=110⁹0,9210^-480,25= 3,610⁵ м³. Объем добычи нефти определится:



Средняя обводненность (В) за цикл составит:



т.е. примерно в 2 раза снизится по сравнению с текущей.

Продолжительность цикла отбора при среднем дебите скважин по жидкости 50 т/сут и исходя из количества действующих скважин 300 будет равным 90 суткам. Принимая продолжительность цикла закачки равным циклу отбора за один год добыча нефти может составить 1,610⁶ т (два цикла отборов). Фактическая добыча нефти за 1990 год по залежи составила 547 тыс.т.

Для реализации предполагаемого способа в данном конкретном случае в качестве слабофильтрующейся заливочной жидкости принята высоковязкая нефть пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, расположенного в 80 км от Возейского месторождения, в качестве буферной жидкости добываемая нефть.

Способ разработки слоистых, неоднородных по проницаемости, нефтяных пластов позволяет значительно повысить коэффициент нефтеизвлечения за счет увеличения охвата их вытеснением, резко сократить расход нагнетаемого в пласт вытесняющего агента, в ряде случаев увеличить темп выработки запасов нефти.

Использование метода позволяет вести эффективно эксплуатацию многопластовых месторождений без разделения продуктивного разреза на самостоятельные объекты разработки.