способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления несыщения нефти газом, при этом скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин эксплуатируют периодически, скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин эксплуатируют в условиях форсированных отборов жидкости и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом, при достижении скважинами обводненности, близкой к предельной, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин, причем в скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на форсированных режимах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефти после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной нефтяной залежи в монолитном пласте.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]

Способ не позволяет добывать нефть с большим коэффициентом нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие [2]

Известный способ позволяет извлекать увеличенное количество нефти из залежи за счет нестационарного воздействия и изменения направления потоков вытесняющего агента в пласте. Однако и он не обеспечивает извлечения нефти из всех многочисленных прослоев разнопроницаемого монолитного пласта. Отдельные прослои оказываются невыработанными. Основной причиной этого является обтекание закачиваемой водой этих интервалов разреза. Таким образом, в заводненном объеме пласта оказываются прослои, содержащие невытесненную в силу недостаточной интенсивности воздействия нефть.

Цель изобретения увеличение нефтеотдачи залежи за счет более полного вовлечения в процесс разработки невыработанных нефтесодержащих прослоев, находящихся в заводненном объеме монолитного пласта, за счет повышения интенсивности и эффективности воздействия на них со стороны добывающих и нагнетательных скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи в монолитном пласте, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления насыщения нефти газом. Скважины с обводненностью близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют периодически. Скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов жидкости и забойных давлений ниже текущего давления насыщения нефти газом. При достижении обводненности, близкой к предельной, скважинами, расположенными в зонах с повышенными значениями нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти. В скважину с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на форсированных режимах. Для усиления воздействия на прослои с невыработанными запасами отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефтью после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим невытесненную нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Сущность изобретения состоит в том, чтобы на поздней стадии разработки залежи в пласте монолитного строения установить адресность текущих запасов нефти (нефтенасыщенных толщин выше верхнего заводненного прослоя в разрезе монолитного пласта), а также интервалов в заводненном его объеме, содержащих невытесненную нефть, и на основе знания мест концентрации и характера распределения остаточных запасов нефти обеспечить их выработку за счет интенсификации воздействия на эти запасы со стороны добывающих и нагнетательных скважины.

П р и м е р. Нефтяная залежь (блок самостоятельной разработки) имеет следующие характеристики: размеры 4х4 км, толщина пласта 40 м, проницаемость коллекторов изменяется до десятков миллидарси до 2 дарси. Пласт расчленен невыдержанными по простиранию прослоями глин. Коэффициент расчлененности 7. Вязкость нефти в пластовых условиях 1,2 сП, воды 0,5 сП. Давление насыщения нефти газом 13 МПа. Текущая обводненность 95%

Залежь (блок самостоятельной разработки) эксплуатируется 25 лет. Пробурено 75 добывающих и 42 нагнетательных скважины. Через 21 нагнетательную скважины закачивают воду, а через 63 добывающие скважины отбирают пластовые флюиды. Нагнетательные скважины работают в нестационарном режиме, изменяя градиенты давления и направление потоков вытесняющего агента в нефтесодержащем пласте.

На поздней стадии разработки залежи при выработке порядка 70% извлекаемых запасов нефти в скважинах провели определение текущих нефтенасыщенных толщин, по данным которых установили характер распределения текущих нефтенасыщенных толщин. По этим данным очертили зону с повышенными значениями толщин (h5 м) и краевую зону с толщинами менее 1,5 м.

В зоне повышенной концентрации текущих запасов нефти, т.е. текущих толщин, находится 16 высокообводненных добывающих скважин, которые перевели на форсированный режим работы с забойными давлениями на 20% ниже текущих значений давления насыщения нефти газом (11,0 МПа). В краевой зоне находится 27 высокообводненных скважин. Их перевели на периодический режим эксплуатации в противофазе с работой нагнетательных скважин.

В блоке выявили скважины, в заводненном разрезе которых отмечено по несколько нефтесодержащих интервалов. Отмечены высокообводненные скважины с заводненной средней частью и наличием нефтесодержащих интервалов в прикровельной и в приподошвенной частях. Отмечены скважины с нефтенасыщенными интервалами локализованными только в прикровельной части пласта, а также скважины с чередованием заводненных и нефтесодержащих прослоев.

В соответствии с последовательностью проведения работ, регламентируемой предлагаемым способом в заводненном разрезе одной из скважин N 1, достигшей предельной обводненности (99% ) и наличием прослоя с невытесненной нефтью толщиной 4 м (2576-2580 м), провели заливку интервала перфорации, через который скважина обводнилась (2560-2563 м), затем произвели перфорацию интервала, содержащего нефть (2577-2579 м) и передали скважину в эксплуатацию.

В другой предельно обводнившейся скважине, находящейся в 600 м от выше отмеченной скважины N 1, произвели заливку первоначальной зоны перфорации, перфорировали интервал аналог введенного в работу в скважине N 1 и осуществили закачку воды.

Проведение операций, подобных проведенным в скважине N 1, запланировано во всех добывающих скважинах блока через 2 года после достижения скважинами центральной зоны предельной обводненности продукции.

Реализация предлагаемого способа позволит повысить коэффициент нефтеотдачи на 1,5-2% относительно показателя обеспечиваемого прототипом.