способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что переводят добывающие скважины диагонального ряда в нагнетательные через одну, закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину, а затем в другие нагнетательные, 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: в течение 10 20 сут закачивают рабочий агент в диагональные ряды нагнетательных скважин при уменьшении объемов закачки рабочего агента в основные ряды нагнетательных скважин на объемы, закачиваемые в диагональные ряды нагнетательных скважин, на 10 20 сут останавливают нагнетательные скважины диагональных рядов при закачке рабочего агента в полном объеме в нагнетательные скважины основных рядов, 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют попутную девонскую воду плотностью 1,06 1,09 г/см.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

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

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие малого охвата пласта воздействием.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2]

Известный способ позволяет увеличить охват пласта воздействием, однако и при этом способе в пласте остаются невыработанные зоны, что снижает нефтеотдачу залежи.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, переводят добывающие скважины диагонального ряда в нагнетательные через одну, закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину, а затем в другие нагнетательные, 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: в течение 10-20 сут закачивают рабочий агент в диагональные ряды нагнетательных скважин при уменьшении объемов закачки рабочего агента в основные ряды нагнетательных скважин на объемы, закачиваемые в диагональные ряды нагнетательных скважин, на 10-20 сут останавливают нагнетательные скважины диагональных рядов при закачке рабочего агента в полном объеме в нагнетательные скважины основных рядов, обводнившиеся добывающие скважины в зоне действия диагональных рядов нагнетательных скважин эксплуатируют в циклическом режиме: эапускают их в работу при остановке нагнетательных скважин диагонального ряда и останавливают при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины диагонального ряда.

В качестве рабочего агента можно использовать попутную девонскую воду плотностью 1,06-1,09 г/см³.

Существенными признаками изобретения являются размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе; отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через негнетательные скважины; перевод добывающих скважин диагонального ряда в нагнетательные через одну; закачка рабочего агента через центральную нагнетательную скважину, а затем в другие нагнетательные скважины; постепенный по мере обводнения перевод в нагнетательные скважины всех скважин диагонального ряда; выравнивание пластового давления вдоль диагонального ряда нагнетательных скважин; увеличение пластового давления на 15-25% в зоне центральной нагнетательной скважины по сравнению со средним пластовым давлением в диагональном ряду нагнетательных скважин; осуществление работы нагнетательных скважин в циклическом режиме: закачка рабочего агента 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; эксплуатация обводнившихся добывающих скважин в зоне действия диагональных рядов нагнетательных скважин в циклическом режиме: запуск их в работу при остановке нагнетательных скважин диагонального ряда и остановку при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины диагонального ряда; использование в качестве рабочего агента попутной девонской воды плотностью 1,06-1,09 г/см³.

При размещении скважин на залежи по блочно-замкнутой системе нагнетательные скважины располагают четырьмя рядами, образующими прямоугольник. Добывающие скважины располагают рядами внутри этого прямоугольника. Рабочим агентом, закачиваемым через нагнетательные скважины, вытесняют нефть к центру прямоугольника, откуда ее отбирают через добывающие скважины. При этом в пласте остаются зоны с невыработанными запасами нефти. Циклический режим работы нагнетательных и добывающих скважин позволяет изменять градиенты потоков пластовых флюидов и вводить в разработку застойные зоны. Однако механизм циклического воздействия не охватывает в достаточной степени весь участок разработки. Повышению полноты охвата способствует перевод добывающих скважин диагонального ряда в нагнетательные и осуществление циклического режима их работы.

Выравнивание пластового давления вдоль диагонального ряда скважин и небольшое превышение пластового давления в центре диагонального ряда создает второй механизм вытеснения фронтальный с преимущественным продвижением по самому длинному пути движения рабочего агента, т.е. от центра диагонального ряда к углу блочно-замкнутой системы. Наряду с циклическим воздействием этот тип воздействия позволяет наиболее полно вытеснить нефть из залежи.

Использование попутной девонской воды плотностью 1,06-1,09 г/см³ позволяет наиболее полно вытеснять нефть из девонских заводненных горизонтов. На поздней стадии разработки пластовая вода изменила свою плотность под действием многолетней закачки пресной воды. Попутная девонская вода с данной плотностью соответствует плотности и составу измененной пластовой воды девонского горизонта на данной залежи. Начальная плотность девонской пластовой воды равна 1,18 г/см³.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость 0,19; нефтенасыщенность 0,8; проницаемость 0,387 Д; глубина 1750 м; мощность пласта 6,1 м; пластовая температура 40^оС; пластовое давление 17,5 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях 3,9 сП; плотность нефти в пластовых условиях 0,81 г/см³; газовый фильтр 58 м³/т; давление насыщения 8,3 МПа.

20 нагнетательных скважин размещают четырьмя рядами, образуя прямоугольник, внутри прямоугольника размещают 25 добывающих скважин пятью рядами.

По диагонали блочно-замкнутой системы располагают 5 добывающих скважин. Первой переводят в нагнетательную центральную скважину ряда, затем крайние и после этого средние добывающие скважины. Закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,07 г/см³ через центральную скважину диагонального ряда, затем через крайние и средние скважины. Вдоль диагонального ряда поднимают пластовое давление с 16,8 до 17,5 МПа. Объемами закачки рабочего агента увеличивают пластовое давление в зоне центральной скважины диагонального ряда до 21,0 МПа. После этого осуществляют циклический режим работы скважин. В течение 15 сут закачивают 1500 м³/сут рабочего агента в диагональные ряды нагнетательных скважин и одновременно уменьшают на 1500 м³/сут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины основного ряда нагнетательных скважин, блочно-замкнутой системы. При этом на 15 сут останавливают 2 обводнившиеся добывающие скважины, расположенные возле центральной скважины диагонального ряда.

Через 15 сут прекращают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины диагонального ряда, а закачку через нагнетательные скважины основного ряда блочно-замкнутой системы производят с увеличенным на 1500 м³/сут объемом закачки. При этом на 15 сут запускают в работу 2 обводнившиеся добывающие скважины, расположенные возле центральной скважины диагонального ряда.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но в качестве рабочего агента используют попутную девонскую воду плотностью 1,06 г/см³, пластовое давление в зоне центральной скважины диагонального ряда увеличивают до 20,1 МПа. Циклический режим работы скважин осуществляют следующим образом: 10 сут закачка, 20 сут остановка диагонального ряда с соответствующим перераспределением объемов закачки в нагнетательные скважины основного ряда, 10 сут остановка двух обводнившихся добывающих скважин. Через 10 сут остановка на 20 сут нагнетательных скважин диагонального ряда, 20 сут закачка полного объема рабочего агента через нагнетательные скважины основного ряда и отбор пластовых флюидов через две обводнившиеся добывающие скважины.

П р и м е р 3. Выполняют, как пример 1, но в качестве рабочего агента используют попутную девонскую воду плотностью 1,09 г/см³, пластовое давление в зоне центральной скважины диагонального ряда увеличивают до 21,9 МПа. Циклический режим работы скважин осуществляют следующим образом: 20 сут закачка, 10 сут остановка диагонального ряда с соответствующим перераспределением объемов закачки в нагнетательные скважины основного ряда, 20 сут остановка двух обводнившихся добывающих скважин.

Через 20 сут остановка на 10 сут нагнетательных скважин диагонального ряда, 10 сут закачка полного объема рабочего агента через нагнетательные скважины основного ряда и отбор пластовых флюидов через две обводнившиеся добывающие скважины.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу залежи на 0,4-0,5%