способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут- закачка, 10-20 сут. - остановка.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции. Особенностью способа является то, что время цикла закачки кустовой насосной станцией задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давления в малопроницаемой зоне пласта, при этом в период прекращения закачки воды полости разводящих трубопроводов разобщают (Патент РФ №2142556, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.12.1999).

Способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением. Однако за счет разобщения полостей разводящих трубопроводов способ не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления на 20-25% от начального, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка (Патент РФ №2061179, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.05.1996 - прототип).

Известный способ за счет снижения пластового давления не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, т.к. весь закачанный рабочий агент поглощается пластом, что не дает возможности перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.

В изобретении решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые и группируют попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины;

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

3. группирование по приемистости нагнетательных скважин на высокоприемистые и низкоприемистые;

4. группирование попарно ближайшей высокоприемистой и низкоприемистой нагнетательных скважин;

5. сообщение между собой всех нагнетательных скважин гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину;

6. остановка и запуск одновременно при циклической закачке рабочего агента сгруппированных попарно высокоприемистой и низкоприемистой скважины.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Применяемые в настоящее время в системе поддержания пластового давления рабочие агенты, как правило, представляют собой сточные (попутные) воды, добытые с нефтью через добывающие скважины. Такие рабочие агенты несут с собой остатки нефти, смол, парафинов, механических частиц и других продуктов. При закачке рабочего агента в нефтяную залежь через нагнетательные скважины происходит накопление в призабойной зоне нагнетательной скважины загрязнений, кольматирующих поры коллектора и снижающих приемистость скважины. Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины наиболее дешевым и одним из самых эффективных является излив закачанной жидкости из скважины после прекращения закачки рабочего агента. В предложенном способе решается задача очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива. Кроме того, решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и выравнивания объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые. Для этого определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин. Скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым. Скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Кроме того, нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно.

Продолжительность цикла закачки и остановки определяют исходя из свойств пласта. В большинстве случаев режим 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка является оптимальным.

При остановке скважин в пласте в районе низкоприемистой скважины имеется повышенное пластовое давление. По сравнению с этим в районе высокоприемистой скважины имеется пониженное пластовое давление. После остановки скважин за счет разности пластовых давлений происходит интенсивный излив жидкости из призабойной зоны низкоприемистой нагнетательной скважины в водовод и в призабойную зону высокоприемистой нагнетательной скважины. Происходит перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивание объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи.

Призабойные зоны низкоприемистых скважин, работающих в паре с высокоприемистыми скважинами, в меньшей степени загрязняются. Межремонтный период для очистки призабойной зоны таких скважин в 3-4 раза больше, чем обычных скважин в тех же условиях. В то же время высокоприемистые скважины вследствие большего размера пор, большей проницаемости поглощают поступающие загрязнения. При этом сроки межремонтных периодов высокоприемистых скважин практически не меняются.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1100-1300 м, пластовое давление 11-14 МПа, пластовая температура 40°С, средняя толщина продуктивного пласта 3,4 м, пористость 11-18%, проницаемость (40-100)×10 ^-3 мкм², нефтенасыщенность 55-87%, вязкость нефти 18,7 мПа·с, плотность нефти 855,4 кг/м ³, плотность пластовой воды - 1165 кг/м ³, вязкость пластовой воды 1,72 мПа·с, коэффициент извлечения нефти 0,440.

Залежь разрабатывают в течение 20 лет. Отбирают нефть через 200 добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - сточную воду этой же залежи, через 60 нагнетательных скважин.

Среднеарифметическая приемистость нагнетательных скважин на залежи составляет 80 м³/сут. Нагнетательные скважины с приемистостью менее 80 м ³/сут относят к низкоприемистым. Нагнетательные скважины с приемистостью более 80 м³/сут относят к высокоприемистым. Нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Так, в пару объединяют высокоприемистую нагнетательную скважину №409 с приемистостью 132 м ³/сут и расположенную поблизости нагнетательную скважину №389 с приемистостью 63 м³/сут. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов. Обеспечивают возможность перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. Это достигается отсутствием обратных клапанов на устьях нагнетательных скважин. При циклической закачке рабочего агента 15 сут закачка, 15 сут остановка сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно. В течение первых 2 сут после остановки наблюдают интенсивный излив жидкости из призабойной зоны нагнетательной скважины №389 в водовод и в скважину №409. Происходит очистка призабойной зоны скважины №389, перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивание объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. Межремонтный период скважины 389 составил 2 года вместо 0,9 года до применения данной технологии, тогда как межремонтный период скважины №409 остался прежним на уровне 1,2 года.

Применение предложенного способа позволит обеспечить взаимодействие нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистку призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.