способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, включающий одновременнораздельную откачку посредством нефтяных скважин нефти и пластовой воды соответственно из нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь воды посредством нагнетательных скважин, отличающийся тем, что откачку пластовой воды производят из центральной области нефтяной залежи с уровня подошвы водоносного пласта до образования области пониженного давления и понижения уровня водонефтяного контакта таким образом, что область перфорации нефтяных скважин оказывается выше уровня водонефтяного контакта, а откачку нефти осуществляют из периферийных нефтяных скважин, причем отработанную пластовую воду закачивают в водоносный пласт через нагнетательные скважины, расположенные на границе водонефтяного контакта.

Описание изобретения к патенту

Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам разработки нефтяной залежи с границами раздела нефть - вода. Известно, что разработка таких залежей значительно осложнена прорывами пластовой воды в нефтедобывающие скважины, что повышает обводненность нефти и загрязненность нефтью пластовой воды, используемой в качестве гидроминерального сырья.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, в котором с целью предотвращения обводненности нефтедобывающих скважин создают искусственный непроницаемый барьер для воды. [А. с. N 109945, E 21 B 43/00,1957].

Недостатком известного способа является быстрый прорыв воды, так как она обходит искусственные перегородки в прискважинной зоне нефтедобывающих скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, включающий одновременно раздельный отбор посредством эксплуатационных скважин нефти и пластовой воды соответственно из нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь воды посредством нагнетательных скважин. [Патент США N 2828819, кл. 166-9, опубл. 1958 г.].

Использование известного способа повышает обводненность нефти и загрязненность нефтью пластовой воды, используемой в качестве гидроминерального сырья.

Целью данного изобретения является уменьшение обводненности нефти и загрязненности нефтью пластовой воды, используемой в качестве гидроминерального сырья, а также сокращение потерь пластовой воды при эксплуатации нефтяной залежи, подстилаемой пластовой водой.

Указанная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, включающем одновременно раздельную откачку посредством нефтяных скважин нефти и пластовой воды соответственно из нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь воды посредством нагнетательных скважин, согласно изобретению откачку пластовой воды производят из центральной области нефтяной залежи с уровня подошвы водоносного пласта до образования области пониженного давления и понижения уровня водонефтяного контакта таким образом, что область перфорации нефтяных скважин оказывается выше уровня водонефтяного контакта, а откачку нефти осуществляют из периферийных нефтяных скважин, причем отработанную пластовую воду закачивают в водоносный пласт через нагнетательные скважины, расположенные на границе водонефтяного контакта.

Сутью данного изобретения является то, что при откачке пластовой воды с уровня подошвы водоносного пласта из центральной области нефтяной залежи, подстилаемой водой, образуется область пониженного давления - так называемый депрессионный экран. В эту область из нефтенасыщенного пласта устремляется нефть. В результате уровень водонефтяного контакта понижается, что препятствует проникновению воды в интервал перфорации нефтяных скважин. В этом заключается отличие от известных способов, при использовании которых в результате заводнения коллекторов пластовой водой происходит подъем водонефтяного контакта. Величину понижения уровня определяют по формуле, приведенной в работе Б.В.Боревский, Б.Г.Самсонов, Л.С.Язвин. "Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки", М."Недра", 1973, с. 33, :

S=(0,183Q_э/km)lgat/r², (1)

где S - понижение уровня, м;

Q_э - дебит скважины, добывающей пластовую воду, м³/сут;

k - коэффициент фильтрации породы, м/сут;

m - мощность (толщина) пласта, м;

а - коэффициент пьезопроводности, м²/сут;

t - продолжительность эксплуатации, сут;

r - расстояние до точки, в которой определяют понижение, м.

По причине понижения водонефтяного контакта снижается обводненность нефти, откачиваемой из периферийных скважин, т.к. область перфорации нефтяных скважин оказывается выше уровня водонефтяного контакта. Кроме того, для предотвращения снижения пластового давления отработанную пластовую воду закачивают в водяную зону нефтяной залежи через нагнетательные скважины, расположенные на границе водонефтяного контакта, что позволяет, в отличие от известного способа, на границе раздела нефть - вода создать движущуюся оторочку воды, удерживающую нефть в нефтяной залежи.

Таким образом, осуществление предлагаемого изобретения вызывает целую цепочку причинно-следственных связей: откачка пластовой воды с уровня подошвы водоносного пласта, во-первых, способствует добыче чистой пластовой воды без примеси нефти, во-вторых - приводит к устойчивому снижению давления в депрессионом экране, что, свою очередь, способствует снижению водонефтяного контакта. Понижение уровня водонефтяного контакта приводит к уменьшению обводненности нефти, откачиваемой из нефтяных скважин.

Пример конкретного исполнения. Нефтяная залежь, подстилаемая водой, разрабатывается в течение примерно 30 лет (10000 сут). Для обеспечения гидроминеральным сырьем установки по извлечению брома необходимо добывать по 4000 м³/сут пластовой воды. При производительности каждой скважины 500 м³/сут пластовой воды необходимо пробурить 8 скважин в центральной области нефтяной залежи, подстилаемой водой. Содержание брома в воде составляет всего 0,4 г/л, то есть количество отработанной пластовой воды составит те же 4000 м³/сут. Это количество воды необходимо закачать обратно в водоносный пласт. Для определения расстояния, которое пройдет отработанная пластовая вода до скважин, добывающих пластовую воду, используют известную формулу расчета объема пористой части пласта:



где Q_н - приемистость нагнетательной скважины, 1000 м³/сут,

t - время работы скважин, 10000 сут;

- коэффициент охвата, 0,5 доли ед.;

m - мощность водонасыщенного коллектора, 20 м;

n - пористость, 0,4 доли ед.

Принимаем, что расстояние до периферийных нефтяных скважин от скважин, добывающих вводу, составляет 1785/2 = 892,5 м или примерно 900 м. При производительности каждой скважины, добывающей 500 м³/сут пластовой воды, необходимо пробурить 8 скважин в центральной области нефтяной залежи, подстилаемой водой. При откачке воды происходит падение уровня в депрессионном экране, величину которого (S) вычислят по формуле 1:

S=(0,183Q_э/km)lgat/r²,

где Q_э - дебит скважины, добывающей пластовую воду, 500 м³/сут;

k - коэффициент фильтрации породы, 0,5 м/сут;

m - мощность (толщина) пласта, 20 м:

а - коэффициент пьезопроводности, равный 110⁵ м²/сут;

t - продолжительность эксплуатации, сут.

r - расстояние до периферийной нефтяной скважины, в которой определяют понижение, 900 м.

При эксплуатации скважин в течение первого и последнего года (t = 300 и 10000 суток) понижение уровня составит S = 17 и 30 м соответственно.

Использование данного технического решения позволит исключить на установке выделения брома узел очистки пластовой воды от органических веществ (нефти), а также уменьшить затраты на отделение нефти от пластовой воды на установках подготовки нефти.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР N 109945, E 21 B 43/00, 1957.

2. Патент США N 2828819, кл. 166-9. 1958.

3. Боревский Б.В., Самсонов Б.Г., Язвин Л.С. Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки. М.: Недра, 1973.