способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение на группы скважин по результатам определения их приемистости, приготовление вязкоупругих составов для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами, закачку вязкоупругих составов в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины, изменение вязкоупругих составов последовательно, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, продавку вязкоупругих составов в призабойную зону скважины продавочной жидкостью, вырьируют составы и давления закачки [1].

Известный способ обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов, однако не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме с выбором продолжительности цикла закачки и выработки пласта, разделение пласта на группы, осуществление оценки средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, выбор продолжительности цикла закачки воды из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй группы [2].

Известный способ обеспечивает повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов, однако конечная нефтеотдача залежи остается на недостаточно высоком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, задание времени цикла закачки кустовой насосной станцией из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышает давление в малопроницаемой зоне пласта, и разобщение полости разводящих трубопроводов в период прекращения закачки вытесняющего агента [3].

Известный способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением, однако нефтеотдача залежи невелика.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины;

2. отбор нефти через добывающие скважины;

3. объединение малоприемистых нагнетательных скважин в одну группу;

4. в период первого полуцикла циклического режима закачка рабочего агента во все скважины насосом высокой производительности;

5. в период второго полуцикла циклического режима прекращение закачки рабочего агента насосом высокой производительности;

6. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин;

7. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в залежи. Предлагаемое техническое решение направлено на повышение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и постоянный отбор нефти через добывающие скважины. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу. К малоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость до 50 м³/сут при закачке рабочего агента насосом высокой производительности, обеспечивающим расход рабочего агента 1000 и более м³/сут при давлении нагнетания 9 - 13 МПа. Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента во всю группу малоприемистых скважин. В период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины, в том числе и в группу малоприемистых скважин, насосом высокой производительности. При этом через высокоприемистые скважины с приемистостью более 50 м³/сут в пласт поступает повышенное количество рабочего агента. Пластовое давление в пласте в зоне высокоприемистых скважин растет быстрее, чем в зоне малоприемистых скважин. Неравномерность роста пластового давления отрицательно сказывается на разработке, снижает нефтеотдачу залежи. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности во все нагнетательные скважины и закачивают рабочий агент насосом малой производительности только в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. При этом происходит выравнивание пластового давления по пласту. Пластовое давление в зоне высокоприемистых и малоприемистых скважин сравнивается. Насосы высокой производительности обеспечивают расход рабочего агента порядка 250 - 500 м³/сут при давлении нагнетания 15-25 МПа. За счет более высокого давления нагнетания во втором полуцикле в пласт поступает большее количество рабочего агента, чем при закачке в первом полуцикле насосом высокой производительности (низкого давления нагнетания).

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПас, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На залежи выделяют участок разработки. На участке разработки отбирают нефть через 25 добывающих скважин. Четыре малоприемистые нагнетательные скважины с приемистостью 45, 47, 49 и 50 м³/сут объединяют в группу малоприемистых скважин. Прочие три нагнетательные скважины с приемистостью порядка 250 м³/сут эксплуатируют без объединения в группу. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины ведут циклически. В качестве рабочего агента используют попутную пластовую воду. В период первого полуцикла, равного 15 сут, циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, равной 1000 м³/сут. При этом в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин пластовое давление становится равным 16,5 МПа, а в зоне малоприемистых скважин - 16,1 МПа. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности, равной 500 ³/сут, только в группу из четырех малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. В результате пластовое давление в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин и в зоне малоприемистых нагнетательных скважин становится равным 16,3 МПа. Продолжительность второго полуцикла составляет 12 сут.

В результате разработки удается повысить нефтеотдачу залежи на 0,3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Источники информации

1. Патент РФ N 2136862, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г.

2. Патент РФ N 2132940, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г.

3. Патент РФ N 2142556, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. - прототип.