способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через ряды добывающих скважин и закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, отличающийся тем, что добывающие скважины в рядах выполняют в плане в соответствии с фронтом вытеснения рабочего агента от каждой нагнетательной скважины, расположенной напротив добывающей скважины, начало одной из которых выполняют совпадающим или максимально приближают к концу соседней добывающей скважины для перекрытия фронта вытеснения рабочего агента, располагают ряды добывающих скважин по разрезу от нижнего первого ряда к верхнему последнему ряду от ряда нагнетательных скважин, при этом располагают первый ряд добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в нижней части залежи, второй ряд добывающих скважин - в средней части залежи, третий ряд добывающих скважин - в верхней части залежи.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором размещают на залежи добывающие и нагнетательные скважины по блочно-замкнутой системе. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Переводят добывающие скважины диагонального ряда в нагнетательные через одну. Закачивают рабочий агент плотностью 1,06-1,09 г/см³ через центральную нагнетательную скважину, затем в другие нагнетательные скважины. Постепенно по мере обводнения переводят в нагнетательные все скважины диагонального ряда. Выравнивают пластовое давление вдоль диагонального ряда нагнетательных скважин. В зоне центральной нагнетательной скважины увеличивают пластовое давление на 15-25% по сравнению со средним пластовым давлением в диагональном ряду нагнетательных скважин. Работу нагнетательных скважин осуществляют в циклическом режиме: закачивают рабочий агент в диагональные ряды нагнетательных скважин при уменьшении объема закачки рабочего агента в основные ряды нагнетательных скважин на объемы, закачиваемые в диагональные ряды нагнетательных скважин в течение 10-20 сут, останавливают нагнетательные скважины диагональных рядов при закачке рабочего агента в полном объеме в нагнетательные скважины основных рядов в течение 10-20 сут. Обводнившиеся добывающие скважины в зоне действия диагональных рядов нагнетательных скважин эксплуатируют в циклическом режиме: запускают их в работу при остановке нагнетательных скважин диагонального ряда и останавливают при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины диагонального ряда (Патент РФ 2060369, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.05.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в котором бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. В качестве рабочего агента используют воду плотностью 1,08-1,10 г/см³, например, попутную девонскую пластовую воду. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка, при этом обеспечивают условие соответствия объемов отбора и закачки жидкости за три месяца разработки (Патент РФ 2065938, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.08.27 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через ряды добывающих скважин и закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин, согласно изобретению добывающие скважины в рядах выполняют овальной формы в плане в соответствии с фронтом вытеснения и протяженностью, позволяющей перекрыть фронт вытеснения, располагают ряды добывающих скважин по разрезу от нижнего первого ряда к верхнему последнему ряду от ряда нагнетательных скважин, при этом располагают первый ряд добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в нижней части залежи, второй ряд добывающих скважин - в средней части залежи, третий ряд добывающих скважин - в верхней части залежи.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через ряды добывающих скважин;

2) закачка рабочего агента через ряды нагнетательных скважин;

3) выполнение добывающих скважин в рядах овальной формы в плане;

4) то же в соответствии с фронтом вытеснения;

5) то же и протяженностью, позволяющей перекрыть фронт вытеснения;

6) расположение рядов по разрезу от нижнего первого ряда к верхнему последнему ряду от ряда нагнетательных скважин;

7) расположение при этом первого ряда добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в нижней части залежи, второго ряда добывающих скважин - в средней части залежи, третьего ряда добывающих скважин - в верхней части залежи.

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

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов нефти остается в залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью признаков.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через ряды добывающих скважин и закачку рабочего агента через ряды нагнетательных скважин. Для наибольшего отбора нефти из залежи добывающие скважины в рядах выполняют овальной формы в плане в соответствии с фронтом вытеснения и протяженностью, позволяющей перекрыть фронт вытеснения. Этим обеспечивается перекрытие фронта вытеснения в плане. Так, при расстоянии между скважинами 500 м протяженность, позволяющая перекрыть фронт вытеснения, также равна 500 м. Располагают ряды добывающих скважин по разрезу от нижнего первого ряда к верхнему последнему ряду от ряда нагнетательных скважин. При этом располагают первый ряд добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в нижней части залежи, второй ряд добывающих скважин - в средней части залежи, третий ряд добывающих скважин - в верхней части залежи. Как правило, нижняя часть залежи обводняется в первую очередь. Поэтому первый ряд добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин располагают в нижней части на расстоянии от низа продуктивного пласта предпочтительно не более 25% высоты продуктивного пласта. После обводнения первого ряда отбирают нефть через второй ряд добывающих скважин, расположенный дальше него от фронта вытеснения. Второй ряд добывающих скважин располагают выше первого ряда на расстоянии от низа продуктивного пласта предпочтительно от 25 до 75% высоты продуктивного пласта. За счет этого удается повысить охват залежи воздействием и повысить нефтеотдачу. Этому же способствует расположение третьего ряда добывающих скважин - в верхней части залежи и на максимальном удалении от ряда нагнетательных скважин. Третий ряд добывающих скважин располагают выше второго ряда на расстоянии от низа продуктивного пласта предпочтительно 75% высоты продуктивного пласта и более.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%, проницаемость 0,029 мкм², нефтенасыщенность 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 8 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПас, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%.

Закачивают рабочий агент - высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м³ с нижнего горизонта через ряды нагнетательных скважин с 10 скважинами в каждом ряду. Отбирают нефть через ряды добывающих скважин по 10 добывающих скважин в каждом ряду. При этом шесть рядов добывающих скважин расположены между двумя рядами нагнетательных скважин.

Добывающие скважины в рядах выполняют овальной формы в плане в соответствии с фронтом вытеснения от каждой нагнетательной скважины, расположенной напротив добывающей. Начало одной добывающей скважины совпадает или максимально приближается к концу соседней добывающей скважины. Таким образом, протяженность добывающих скважин позволяет перекрыть фронт вытеснения. Ряды добывающих скважин располагают по разрезу от нижнего первого ряда к верхнему последнему ряду от ряда нагнетательных скважин. При этом располагают первый ряд добывающих скважин от ряда нагнетательных скважин в нижней части залежи на расстоянии 2 м от низа продуктивного пласта, второй ряд добывающих скважин - в средней части залежи на расстоянии 4 м от низа продуктивного пласта, третий ряд добывающих скважин - в верхней части залежи на расстоянии 6 м от низа продуктивного пласта.

В результате разработки нефтеотдача повысилась на 4% и составила 42%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.