способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки зонально неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, отличающийся тем, что время цикла закачки кустовой насосной станцией задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давления в малопроницаемой зоне пласта, при этом в период прекращения закачки воды полости разводящих водоводов разобщают.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть применено на залежах, представленных зонально неоднородными пластами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому месторождение разбуривают сеткой скважин, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины [1].

Недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородной залежи закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроницаемой зоне пласта, а малопроницаемая зона пласта из-за большего фильтрационного сопротивления остается неохваченной разработкой.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ, согласно которому неоднородное месторождение разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин; вводят дополнительные нагнетательные скважины в малопроницаемой зоне пласта; производят циклическую закачку вытесняющего агента путем остановки работы кустовой насосной станции [2].

Существенным недостатком этого способа является то, что малопроницаемая зона пласта разрабатывается с малым темпом по сравнению с высокопроницаемым. При остановке работы кустовой насосной станции при нестационарном заводнении, пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта из-за меньших фильтрационных сопротивлений снижается быстрее, чем в малопроницаемой. Поэтому закачанный вытесняющий агент из-за большего пластового давления в малопроницаемой зоне пласта в определенном моменте времени и замкнутости системы пласт-наземные водоводы перетекает в высокопроницаемую зону пласта. Различие в темпах разработки отдельных зон пласта приводит к получению низкого охвата пласта заводнением.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата заводнением малопроницаемой зоны пласта.

Указанная цель достигается предлагаемым способом, включающим разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции.

Новым является то, что время цикла закачки кустовой насосной станцией задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давление в малопроницаемой зоне пласта, при этом в период прекращения закачки воды полости водоводов разобщают.

На фиг. 1 представлена схема зонально неоднородной залежи (эксплуатация высоко - и малопроницаемых зон пласта);

на фиг. 2 - схема той же залежи, процесс закачки воды одновременно в высокопроницаемую и малопроницаемую зоны пласта;

на фиг. 3 - схема той же залежи, в момент прекращения закачки воды.

Способ осуществления в следующей последовательности.

Месторождение, представленное зонально неоднородным пластом, разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных скважин и осуществляют его обустройство. Производят отбор продукции из добывающих скважин. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов и производят замеры дебитов скважин. Строят карты разработки и геологические профили между скважинами. Определяют высоко- и малопроницаемые зоны пласта.

Предлагаемый способ рассмотрим на примере залежи нефти, включающей одну нагнетательную и восемь добывающих скважины 1 и 2. Скважины вскрыли пласт, различающийся проницаемостью по площади (см. фиг. 1). Скважины 2, находящиеся в малопроницаемой зоне пласта 3, имеют небольшой дебит и после отбора одного процента от балансовых запасов дебиты снизились до предельно-рентабельных величин. В соответствии с запроектированной системой разработки в залежь планируется производить закачку вытесняющего агента - воду.

По результатам исследования скважин приступают к использованию предлагаемого способа.

В малопроницаемой зоне пласта 3 вводят дополнительную скважину 4 (фиг. 2). Эта скважина может быть специально пробуренной, возвращенной с других горизонтов и др. Производят обустройство с оборудованием, позволяющим производить закачку воды через клапан-отсекатель 5. Ввод дополнительной нагнетательной скважины 4 в малопроницаемой зоне с клапаном-отсекателем в разводящем водоводе 6 позволяет предотвращать переливы закачанной воды из малопроницаемой зоны пласта в высокопроницаемую 7 в период остановки кустовой насосной станции 8. При остановке закачки воды и отборе пластовой жидкости через добывающие скважины пластовое давление в высокопроницаемой зоне снижается большими темпами, чем в низкопроницаемой. За счет неразрывности потока и превышения пластового давления закачанная вода начинает изливать из низкопроницаемой зоны. Так как давление над тарелкой клапана выше, чем на выкиде насоса, то разводящий водовод 6, подведенный в нагнетательной скважине 4 отсекается от блок гребенки и других скважин. За счет большого пластового давления в малопроницаемой зоне пласта происходит вытеснение нефти из нее (фиг. 3).

Известно, что пластовое давление в пласте зависит от соотношения количества отобранной продукции и объема закачанной в пласт воды. Если объем закачанной в пласт воды превышает объем отобранной жидкости, то пластовое давление повышается. Для конкретных геолого-физических условий и сложившейся системы разработки (темпа отбора продукции) объем закачанной в пласт воды зависит от времени закачки. Чем больше времени производится закачка воды, тем больший объем нагнетается в пласт.

Регулируя временем закачки, пластовое давление в высокопроницаемой зоне устанавливается ниже, чем в малопроницаемой. Поэтому выработка малопроницаемой зоны пласта будет происходить как в цикле простоя кустовой насосной станции 8, так и в цикле закачки. Для конкретных геолого-физических условий время закачки и простоя определяется в промысловых условиях. Производя замеры пластового давления в скважинах, вскрывших как малопроницаемые, так и высокопроницаемые пласты, определяется оптимальное соотношение время закачки и простоя кустовой насосной станции. Так как темпы разработки малопроницаемой зоны пласта возрастают, то происходит выравнивание неравномерности вытеснения нефти водой и, как следствие, повышение охвата пласта заводнением.

Пример. Зонально неоднородный участок залежи нефти (см. фиг. 1), разбурен девятью скважинами; одной нагнетательной и восемью добывающими. Расстояние между скважинами 400 м.

Скважины вскрыли нефтенасыщенный пласт со средней проницаемостью соответственно высокопроницаемого - 0,500 мкм², малопроницаемого 0,200 мкм². Шесть добывающих скважин 2 вскрыли малопроницаемый пласт 3. Из приведенных данных видно, что залежь является зонально-неоднородной. Балансовые запасы залежи составляют 1200 тыс.т, в т.ч. в малопроницаемой зоне пласта 800 тыс.т. После разбуривания участка скважины вступили в эксплуатацию со средним дебитом по малопроницаемому пласту 4 т/сут, по высокопроницаемому 15 т/сут.

После отбора 4 тыс.т нефти дебиты скважин в малопроницаемой зоне снизились до 0,5 т/сут. Для повышения темпа разработки малопроницаемой зоны пласта под закачку была освоена скважина 4 (фиг. 2) со встроенным клапан-отсекателем 5 в разводящем водоводе. Работа кустовой насосной 8 была запрограммирована на циклическую закачку воды с полупериодом цикла простоя 20 суток и 10 суток работы. При таком режиме работы кустовой насосной станции обеспечивается создание пластового давления в высокопроницаемой зоне пласта 11,4 МПа, в низкопроницаемой зоне пласта 12,0 МПа. Закачка воды скважины 1 и 4 в объеме 100% от отбора жидкости в пластовых условиях производилась в течение 12 месяцев, что позволило повысить дебиты скважин до 10 т/сут. Если годовой темп отбора запасов в малопроницаемой зоне пласта составлял 0,13%, то после внедрения мероприятий он составил 2,6%, что выровнялся с темпом отбора запасов из высокопроницаемой зоны пласта. За счет выравнивания вытеснения нефти водой охват пласта заводнением увеличился с 0,56 до 0,87. Дополнительная добыча нефти за весь период эксплуатации участка составила 168 тыс.т (см. таблицу).