способ заводнения нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ заводнения нефтяной залежи, включающий ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины, отличающийся тем, что поглотительные скважины размещают от водозаборно-нагнетательных скважин с низкими темпами выработки запасов нефтяной залежи на расстоянии, определяемом по формуле объемного метода подсчета запасов



где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м³;

a ширина дренируемого водоносного пласта, м;

h толщина водоносного пласта, м;

m пористость водоносного пласта, д.ед.

r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед;

причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поглотительную скважину размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважиной с большим темпом выработки запасов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и найдет применение при разработке залежей с внутрискважинной перекачкой воды из водоносных пластов в нефтяные.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем ввода в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин и перепуска воды из водоносных пластов в нефтяные [1]

Недостатком способа являются низкие темпы выработки запасов нефти залежи в целом из-за постепенного уменьшения притока подземных вод в процессе разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, предусматривающий ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины [2]

Существенным недостатком способа является то, что различные участки нефтяной залежи с водозаборно-нагнетательными скважинами вырабатываются различными темпами. При одинаковой подаче пластовой воды в нагнетательные скважины участки залежи с большей концентрацией запасов вырабатываются более медленно, чем с меньшей концентрацией. Неодновременный подход фронта вытеснения к добывающим скважинам ведет к снижению нефтеизвлечения пласта.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения пластов.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим ввод в эксплуатацию совмещенных водозаборно-нагнетательных скважин, утилизацию сточной воды в тот же пласт, откуда отбирается вода для заводнения, через поглотительные скважины.

Новым является то, что поглотительные скважины размещают от водозаборно-нагнетательных скважин с низкими темпами выработки запасов нефтяной залежи на расстоянии, определяемом по формуле объемного метода подсчета запасов:



где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м³;

a ширина дренируемого водоносного пласта, м;

h толщина водоносного пласта, м;

m пористость водоносного пласта, д.ед;

r коэффициент подвижной водонасыщенности; д.ед,

причем пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.

Новым также является то, что поглотительную скважину размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважинами с большим темпом выработки запасов.

На чертеже представлена схема заводнения нефтяного пласта, где 1, 2 - водозаборно-нагнетательные, 3,4 добывающие и 5 поглотительные скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь, имеющую нефтяные и водоносные пласты, разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют ее обустройство и скважины вводят в эксплуатацию. Осуществляют поддержание пластового давления путем внутрискважинной перекачки воды из водоносного пласта (7) в нефтяной (6) в водозаборно-нагнетательных скважинах (1, 2).

В процессе эксплуатации залежи проводят исследование скважин, замеряют дебиты, определяют суммарный отбор нефти и жидкости. Подсчитывают темпы отбора продукции скважин по отдельным участкам. Замеряют пластовое давление в нефтяном и водоносном пластах. Отбирают пробы пластовой воды.

На основании анализа полученных материалов на определенном расстоянии от водозаборно-нагнетательной вводят поглотительную скважину. Это расстояние определяют по формуле объемного метода подсчета запасов:

,

где V объем оторочки воды, достаточный для роста пластового давления, обеспечивающий одинаковый темп выработки для всех участков залежи, м³;

a ширина дренируемого водоносного пласта, м;

h толщина водоносного пласта, м;

m пористость водоносного пласта, д.ед;

r коэффициент подвижной водонасыщенности, д.ед.

Поглотительная скважина может быть специально пробуренной, добывающей, выбывшей в тираж из-за обводнения и т.д. Ее размещают таким образом, чтобы водозаборно-нагнетательная скважина с низким темпом выработки участка нефтяной залежи находилась между поглотительной и водозаборно-нагнетательной скважиной с большим темпом выработки запасов. Фильтрация утилизированной воды по водоносному пласту при таком размещении поглотительной скважины происходит через водозаборно-нагнетательную скважину участка с малым темпом выработки запасов.

При нагнетании сточной воды в поглотительную скважину пластовое давление в водоносном пласте возрастает. Так как водозаборно-нагнетательная скважина с малым темпом выработки запасов залежи находится ближе к поглотительной, то депрессия на пласт в ней возрастает на большую величину. С ростом депрессии на пласт из водоносного пласта отбирается большее количество воды для заводнения. С увеличением объемов закачки возрастают дебиты добывающих скважин на участке водозаборно-нагнетательной скважины с малым темпом отбора запасов. Темп отбора запасов участка возрастает. Происходит выравнивание темпов отбора на различных участках, что позволяет снизить неравномерность выработки запасов по залежи в целом. Фронт вытеснения к добывающим скважинам от различных водозаборно-нагнетательных скважин подходит одновременно и залежь заводняется равномерно. Нефтеизвлечение за счет охвата пласта заводнением возрастает.

При размещении поглотительной скважины на значительном расстоянии от водозаборно-нагнетательной из-за технической необходимости (закачка оторочки пластовой воды значительного объема и т.п.) утилизацию сточной воды производят при больших давлениях нагнетания, что приводит к резкому повышению пластового давления в водоносном пласте. Это может привести к разрыву непроницаемого раздела между водоносным и нефтяным пластами и неконтролируемому перетоку воды.

Для предотвращения этого явления пластовое давление при сбросе сточной воды поддерживают на уровне, не превышающем давления разрыва раздела между нефтяным и водоносным пластами.

Пример конкретного выполнения.

Участок залежи нефти разбурен четырьмя скважинами (см. чертеж): двумя водозаборно-нагнетательными (1 и 2) и двумя добывающими (3 и 4). Расстояние между скважинами составляет 300 м. Скважины бурением вскрыли нефтенасыщенный (6) и водонасыщенный (7) пласты, разделенные между собой глинистым разделом (8) толщиной 5 метров. Балансовые запасы залежи, подсчитанные объемным методом, составляют 1800 тыс. м³. Для удобства анализа выработки запасов залежь разделена на два элемента. Элемент включает участок залежи с водозаборно-нагнетательной скважиной и окружающими ее добывающими скважинами. Запасы нефти по I элементу (см. чертеж) составляют 1200 тыс.м³, а по II 600 тыс. м³. Проведенными исследованиями определили коллекторские свойства нефтяного и водоносного пластов. Толщина водоносного пласта в скв. 1 составила 5 м, скв. 2 10 м. Продуктивность водоносного пласта водозаборно-нагнетательной скважины I элемента 12,3 , II 11,1 . Начальное пластовое давление в водоносном пласте было 17 МПа. Водозаборно-нагнетательные скважины были оснащены соответствующим оборудованием для внутрискважинной перекачки воды с созданием депрессии на водоносный пласт, равной 10 МПа (Рпл-Рзаб= 17-7=10 МПа).

Подсчет темпов отбора продукции скважин по элементам показал, что они составили по I элементу 3,4% по II 6,1% Проектным документом на разработку нефтяной залежи предусмотрено, что до начала обводнения добывающих скважин вытеснение нефти должно производиться пластовой водой. Безводное нефтеизвлечение составляло 10% Конечный коэффициент нефтеизвлечения 30%

Исходя из этих величин определили расчетное расстояние ввода поглотительной скважины для утилизации сточной воды после начала обводнения добывающих скважин. Из формулы подсчета запасов объемным методом расчетное расстояние равно

,

где объем оторочки V 0,1 Q_б 120 тыс.м³; 0,1 безводный коэффициент нефтеизвлечения, Q_б 1200 тыс.м³ балансовые запасы I элемента; а 300 м ширина дренирования водоносного пласта; h 5 м толщина водоносного пласта; m 0,2 пористость водоносного пласта; r = 0,8 - коэффициент подвижной водонасыщенности.

Расчетное расстояние из заданного значения объема оторочки пластовой воды получилось равным 500 м.

Так как участок залежи с I элементом работает с низким темпом отбора продукции, то поглотительная скважина введена на расстоянии 500 м от водозаборно-нагнетательной 1.

Нагнетание сточной воды в поглотительную скважину позволило повысить пластовое давление в районе I элемента до 25 МПа. Депрессия в водозаборно-нагнетательной скважине, а также между водоносным и нефтяным пластами увеличилась на 8 МПа. Разрывное давление для 5-метрового глинистого раздела составляет 10 МПа или 2 МПа на 1 м толщины. С ростом депрессии закачка и соответственно отбор продукции с элемента I увеличились. Темп отбора продукции скважин составил 6,1% что равно темпу по элементу II. Неравномерность выработки запасов по зонам снизилась, что позволило увеличить нефтеизвлечение на 2% (см. таблицу).