способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание его по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих, отключение добывающих скважин первых рядов при обводненности ниже предельно-рентабельного, перенос фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин, отличающийся тем, что скважины нагнетательного ряда после переноса фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их в режиме пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, но не ниже критического давления упруго-пластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно-рентабельной обводненности, после чего проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными коллекторами, с применением заводнения и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные [1].

Недостатком способа является то, что значительная часть извлекаемых запасов остается невовлеченной в разработку.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий разбуривание его по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отключение добывающих скважин первых рядов при обводнении ниже предельно рентабельного, перенос фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин [2].

Приближение нагнетания к зоне отбора в условиях Ромашкинского нефтяного месторождения приводит к увеличению текущих отборов (8%) и сокращению сроков разработки (23%).

Однако часть извлекаемых запасов (3-5%) все же остается невовлеченной в разработку из-за потерь запасов нефти, находящихся в зоне между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин, обусловленных неполной промывкой зоны к моменту переноса нагнетания.

Задачей изобретения является повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения за счет доразработки зоны между нагнетательным и первыми добывающими рядами скважин.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, отключение добывающих скважин первых рядов при обводнении ниже предельно рентабельного, перенос фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин.

Новым является то, что скважины нагнетательного ряда после переноса фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их в режиме пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно рентабельной обводненности, после чего проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности. На месторождении нефти, представленном неоднородными коллекторами, разбуренном по рядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов, превышающим расстояние между добывающими рядами, отключают добывающие скважины первых рядов при обводненности выше предельно рентабельного и переносят фронт вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин и осваивают их под нагнетание при забойных давлениях, предотвращающих опережающий прорыв закачиваемой воды к забою добывающих скважин. Скважины нагнетательного ряда переводят в категорию добывающих и устанавливают режим работы этих скважин таким, чтобы обеспечить снижение пластового давления ниже давления насыщения, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта.

На различных месторождениях значение критического давления составляет 66-86% от давления насыщения и определяется по аналитическим зависимостям или в лабораторных условиях. Многовариантными расчетами, на моделях трехмерной фильтрации, в режиме заданных пластовых давлений определяют забойное давление в добывающих скважинах ниже давления насыщения.

При нагнетании воды в первые ряды добывающих скважин и отборе продукции скважин в нагнетательном ряду при забойных давлениях ниже давления насыщения запасы нефти между этими рядами скважин вырабатываются в смешанном режиме заводнения и истощения. При этом происходит перераспределение потоков жидкости между пропластками из-за смыкания пор (трещин) высокопродуктивных выработанных заводнением пропластков, изменение направления фильтрационных потоков и вытеснение из слабопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов нефти газированной жидкостью.

Скважины, переведенные под отбор продукции в нагнетательном ряду, работают до достижения предельно рентабельной обводненности (дебита). Затем проводят их исследование геофизическими методами или моделированием по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Дальнейший отбор продукции осуществляют из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры.

Пример конкретного выполнения (условный).

Залежь нефти в терригенных отложениях площадью 20,9 км² с балансовыми запасами 11697 тыс.т разбурена по пятирядной неравномерной сетке скважин с расстоянием от нагнетательных до добывающих рядов 1000 м, а между добывающими рядами 500 м. Пробурено 63 скважины, в т.ч. 53 добывающих и 10 нагнетательных. Плотность сетки скважин составляет 33,17 га/скв.

Начальное пластовое давление на залежи равно 21,9 МПа, температура 101^oС, давление насыщения нефти газом 16 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,4 мПас, воды 0,3 мПас, плотность нефти 632 кг/м³, газовый фактор 242 м³/т. Забойное давление в добывающих скважинах поддерживалось на уровне давления насыщения и равнялось 16 МПа.

При обводненности продукции первого ряда добывающих скважин выше 98% их освоили под нагнетание воды и прекратили нагнетание воды в скважины нагнетательного ряда и перевели их в категорию добывающих и установили давление на забое, равное 5 МПа. При этом давлении обеспечивается снижение пластового давления в зоне отбора скважин и поддержание его на уровне выше критического давления упругопластической деформации породы на 10%, т.е. равным 12,5 МПа.

Скважины нагнетательного ряда, переведенные под отбор продукции, работали до достижения обводненности 98%. После этого провели исследования (моделированием) по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и отбор продукции продолжили из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку, а закачку возобновили в скважины, расположенные в пониженных участках структуры.

При этом ожидаемая добыча нефти за весь срок составит 3357 тыс.т, коэффициент нефтеизвлечения 0,287 д.ед. (По прототипу эти показатели соответственно равны: 2788 тыс.т и 0,234 д.ед.). Для рассмотренного участка согласно предлагаемому способу будет дополнительно добыто 619 тыс.т нефти. Коэффициент нефтеизвлечения увеличится на 0,053 д.ед.

Источники информации

1. Аналог А.С. 1606.687, кл. Е 21 В 43/20, 1990.

2. Прототип Р.Х. Муслимов "Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения" Издательство Казанского университета, 1979 г., стр. 93-94.3