способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере, через одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления и выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп, отличающийся тем, что при различии проницаемости пластов в 10 и более раз и циклической закачке рабочего агента полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин, при этом в остановленных скважинах периодически проводят интенсификационные работы по увеличению нефтеотдачи пластов в пластах второй группы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985,с. 143 - 149).

Известный способ позволяет отбирать нефть в основном из высокопроницаемых пластов и весьма мало из низкопроницаемых пластов, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления, выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп (Патент РФ N 2132939, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. - прототип).

Известный способ позволяет отбирать из залежи повышенное количество нефти. Однако способ удовлетворительно работает только при весьма небольшой разнице свойств групп пластов, когда проницаемости различаются не более, чем в три раза. Особенно низка эффективность способа, когда проницаемости пластов различаются в 10 и более раз, т. е. когда на залежи имеется сверхвысокопроницаемый пласт, называемый суперколлектором. В этом случае нефтеотдача залежи невелика даже при применении всех мероприятий по выравниванию проницаемостей пластов.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере, через одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления и выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп, согласно изобретению, при различии проницаемости пластов в 10 и более раз и циклической закачке рабочего агента полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин, при этом в остановленных скважинах периодически проводят интенсификационные работы по увеличению нефтеотдачи пластов в пластах второй группы.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной многопластовой нефтяной залежи происходит опережающее вытеснение нефти из пластов с высокой проницаемостью. При этом часто нефть в пластах с низкой проницаемостью остается частично невыработанной. Это приводит к снижению нефтеотдачи залежи. В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке многопластовой нефтяной залежи производят разделение пластов на две группы. Оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов. Во вторую группу включают менее проницаемые пласты с медленной выработкой запасов. Отбирают нефть из пластов через добывающие скважины. Закачивают рабочий агент в циклическом режиме через нагнетательные скважины. Закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, по крайней мере, через одну нагнетательную и/или добывающую скважину во второй половине периода снижения пластового давления. Выбирают продолжительность цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. При периодической закачке рабочего агента в полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин. Этот процесс основан на том, что пластовое давление в пластах с большей проницаемостью снижается быстрее, чем в пластах с меньшей проницаемостью. Чем больше разница проницаемостей пластов, тем быстрее наступает переток. При наступлении перетока в остановленных скважинах периодически проводят интенсификационные работы в пластах второй группы, например поинтервальные кислотные обработки, разглинизацию и т.п.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Талинского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта - 2700 м, пластовое давление 25 МПа, пластовая температура 101^oC, толщина продуктивного пласта 30 м, глубина расположения суперколлектора 2728 м, толщина суперколлектора 0,4 м, пористость пласта 14,5%, пористость суперколлектора 15,5%, проницаемость пласта 6010^-3 мкм², проницаемость суперколлектора 1 мкм², вязкость нефти 0,4 МПас, плотность нефти - 0,83 г/см³.

Производят разделение пластов на две группы. Оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов - суперколлектора. Во вторую группу включают прочие менее проницаемые пласты с медленной выработкой запасов.

Отбирают нефть из пластов через 120 добывающих скважин. Закачивают рабочий агент (пластовую воду) в циклическом режиме через 57 нагнетательных скважин: 15 сут. - закачка, 12 сут. - остановка. Закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта через одну нагнетательную скважину во второй половине периода снижения пластового давления - 0,4%-ный водный раствор полиакриламида. Продолжительность цикла закачки рабочего агента выбрана из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. При периодической закачке рабочего агента полупериод остановки нагнетательных скважин назначают таким, при котором происходит снижение пластового давления, достаточное для перетока пластовых флюидов из пластов второй группы в пласты первой группы внутри остановленных скважин - 12 сут. При наступлении перетока в остановленных скважинах через один цикл проводят интенсификационные работы в пластах второй группы - гидроразрыв пласта.

Применение предложенного способа позволит добыть дополнительный объем нефти из низкопроницаемых пластов и тем самым увеличить нефтеотдачу залежи на 1,5 - 2,0%.