способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, отличающийся тем, что объем закачки воды в нагнетательную скважину, от которой обводнилась переведенная под нагнетание добывающая скважина, распределяют равномерно на обе указанные скважины при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи на поздней стадии ее эксплуатации.

При искусственном заводнении пласта наблюдаются прорывы воды в добывающие скважины по каналам, соединяющим их забои с забоями соседних нагнетательных скважин. Продолжение закачки по каждому такому каналу приводит к бесполезной циркуляции воды из нагнетательной в добывающую скважину, которая не выполняет своего предназначения по вытеснению нефти и расходуется вхолостую.

По этой причине резко снижается коэффициент нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные (Патент RU 2105871 от 27.02.1998).

Известный способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

Наиболее близким способом разработки нефтяной залежи к предложенному является способ, описанный в патенте RU 2181432 от 20.04.2002.

Данный способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, выравнивание давления нагнетания в обеих скважинах, увеличение отбора из ближайших добывающих скважин и ограничение закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, от которой обводнилась переведенная скважина.

Указанный способ позволяет вовлечь в разработку зоны залежи, ранее не охваченные воздействием, за счет дополнительного перераспределения потоков в пласте и в результате повысить нефтеотдачу залежи.

К недостаткам способа можно отнести то, что остается открытым вопрос, за счет чего увеличиваются отборы из ближайших добывающих скважин, поскольку в данном способе ограничивают закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, от которой обводнилась добывающая скважина, ориентировочно на 15-25%, следовательно, давление нагнетания также уменьшится на 15-25%. При одновременном ограничении закачки рабочего агента и увеличении отбора нефти из ближайших добывающих скважин нарушается баланс объемов закачиваемой и добываемой жидкости, что отрицательно сказывается на повышении нефтеотдачи.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем увеличения нефтеотдачи залежи.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, согласно изобретению объем закачки воды в нагнетательную скважину, от которой обводнилась переведенная под нагнетание добывающая скважина, распределяют равномерно на обе указанные скважины при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Сущность способа состоит в том, что для оптимального регулирования процесса разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации с целью повышения нефтеотдачи, в обеих нагнетательных скважинах: переведенной под нагнетание, и в прежней, от которой обводнилась переведенная скважина, организуют встречное заводнение, при этом объем воды, закачиваемый в прежнюю нагнетательную скважину, распределяют равномерно на обе скважины, прежнюю и переведенную, при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

В этом случае закачиваемая вода фильтруется через стенки сквозного канала с большей интенсивностью и оттесняет нефть от стенок канала в глубь пласта к добывающим скважинам, что приводит к увеличению охвата и повышению нефтеотдачи.

Способ реализуется следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти - через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. При этом среди реагирующих выбирают добывающую скважину, первой отреагировавшую на закачку преждевременным прорывом закачиваемой воды. Обводненность продукции в такой скважине может достигать 100%. В этом случае ограничивают отбор в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины. При отсутствии снижения обводненности скважину переводят в нагнетательную, продолжая закачку воды в ту нагнетательную скважину, которая была причиной предшествующего прорыва. Объем закачки воды в нагнетательную скважину распределяют равномерно на указанную скважину и на обводнившуюся от нее добывающую скважину, переведенную под нагнетание, при условии, что закачку воды осуществляют в таком объеме, в котором отбирают нефть из соседних реагирующих добывающих скважин в пластовых условиях.

Это способствует увеличению охвата пласта и вовлечению в разработку зон залежи, ранее не охваченных воздействием, в результате чего нефтеотдача залежи повышается.

Пример.

В качестве примера рассмотрим применение способа на участке скважин Маслиховского месторождения (объект АС₁₁), находящегося на поздней стадии разработки.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость 21,4%, средняя проницаемость 0,636 мкм², нефтенасыщенность 56%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 2199,9 м, средняя нефтенасыщенная толщина 6,2 м, начальное пластовое давление 16 МПа, пластовая температура 71,5°С, параметры пластовой нефти: плотность 841 кг/м³, вязкость 7,2 мПа·с, давление насыщения 8,9 МПа, газосодержание 77 м³ /т.

На фиг.1 показан фрагмент схемы размещения скважин Маслиховского месторождения.

Разрабатывают участок залежи с одной нагнетательной скважиной в центре и тремя окружающими добывающими скважинами.

Через нагнетательную скважину 6 под давлением 16 МПа на устье закачивают пластовую воду с расходом 330 м³/сут. Через добывающие скважины производится отбор нефти.

После организации заводнения в нагнетательную скважину 6 на рассматриваемом участке залежи наблюдалось резкое увеличение обводненности добываемой продукции, что характерно при образовании каналов.

Через 10 месяцев после начала закачки вода прорвалась в добывающую скважину 7, которая была первой, отреагировавшей на прорыв воды от нагнетательной скважины 6, расположенной на рассматриваемом участке.

После обводнения добываемой продукции до 98%, с целью сокращения непроизводительных отборов жидкости, была произведена остановка скважины 7. На момент остановки водонефтяной фактор в скважине 7 составлял 280.

Остановка скважины 7 привела к тому, что в соседних реагирующих добывающих скважинах среднемесячный прирост добычи нефти составил 330 тонн.

После безуспешного проведения мероприятий по ограничению отбора воды добывающую скважину 7 перевели в нагнетательную.

Установили давление на устье скважин 6 и 7, равным 16 МПа.

Оборудовали скважины 6 и 7 расходомерами для определения объема закачки воды.

Из соседних реагирующих добывающих скважин производился отбор нефти в объеме 330 м³ /сут в пластовых условиях. Такой же объем воды (330 м ³/сут) был закачан в нагнетательные скважины 6 и 7 и распределен равномерно на обе скважины.

Двухстороннее воздействие закачиваемой воды на сквозной канал через нагнетательные скважины 6 и 7 в объеме, равном отбору нефти из добывающих скважин в пластовых условиях привело к увеличению охвата залежи, а вместе с тем к увеличению нефтеотдачи пласта.

Подтверждением этого является увеличение дебита соседней добывающей скважины 47, расположенной на рассматриваемом участке залежи.

На фиг.2 показана динамика дебита нефти в добывающей скважине 47, до и после остановки и перевода добывающей скважины 7 под нагнетание.

Из диаграммы видно, что отбор нефти в добывающей скважине 47 увеличился с 3.8 т/сут до 7.8 т/сут через 4 месяца после перевода скважины 7 под нагнетание.

В результате проведенного мероприятия через две добывающие скважины 47 и 2 было дополнительно отобрано 210 тонн нефти в первые четыре месяца эксплуатации, после перевода скважины 7 под нагнетание.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.