способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

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 на поздней стадии разработки определяют направление уменьшения коэффициента продуктивности скважин в рядах и выделяют ряды добывающих скважин с наибольшими и наименьшими коэффициентами продуктивности, внутри блочно-замкнутой системы размещают дополнительную нагнетательную горизонтальную скважину, которую проводят через все пласты перпендикулярно направлению уменьшения коэффициента продуктивности добывающих скважин между рядом добывающих скважин с наибольшим коэффициентом продуктивности и рядом добывающих скважин с наименьшим коэффициентом продуктивности на расстоянии от ряда с наибольшим коэффициентом продуктивности, обратно пропорциональным отношению коэффициента продуктивности добывающих скважин в крайних рядах.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной 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 многопластовой 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 предлагаемого 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, на поздней стадии разработки определяют направление уменьшения коэффициента продуктивности скважин в рядах и выделяют ряды добывающих скважин с наибольшими и наименьшими коэффициентами продуктивности, внутри блочно-замкнутой системы размещают дополнительную нагнетательную горизонтальную скважину, которую проводят через все пласты перпендикулярно направлению уменьшения коэффициента продуктивности добывающих скважин между рядом добывающих скважин с наибольшим коэффициентом продуктивности и рядом добывающих скважин с наименьшим коэффициентом продуктивности и на расстоянии от ряда с наибольшим коэффициентом продуктивности, обратно пропорциональном отношению коэффициентов продуктивности, добывающих скважин в крайних рядах.

Существенными признаками изобретения являются: размещение добывающих и нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе; отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; определение направления уменьшения коэффициента продуктивности скважин в рядах; выделение рядов добывающих скважин с наибольшими и наименьшими коэффициентами продуктивности; проведение действий на поздней стадии разработки; размещение дополнительной нагнетательной горизонтальной скважины внутри блочно-замкнутой системы; проведение горизонтального участка скважины через все пласты; проведение горизонтального участка скважины перпендикулярно направлению уменьшения коэффициента продуктивности добывающих скважин; проведение горизонтального участка скважины между рядом добывающих скважин с наибольшим коэффициентом продуктивности и рядом добывающих скважин с наименьшим коэффициентом продуктивности; проведение горизонтального участка скважины на расстоянии от ряда с наибольшим коэффициентом продуктивности обратно пропорциональным отношению коэффициентов продуктивностей крайних рядов добывающих скважин.

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 со вступлением в позднюю стадию разработки нефтяного месторождения в пласте остаются зоны с невыработанными запасами нефти. Случай разработки многопластового месторождения осложняется тем, что оставшаяся нефть может находиться на различных участках этих пластов. При осуществлении отбора нефти дополнительными вертикальными скважинами эффективность нефтеотдачи пластов практически не изменится.

Поэтому на поздней стадии разработки месторождения нагнетание рабочего агента осуществляют горизонтальной скважиной, расположенной таким образом, чтобы обеспечить извлечение наибольшего количества невыработанной нефти. Для этого внутри блочно-замкнутой системы размещают дополнительную нагнетательную скважину, пробуривая ее из существующих скважин. Горизонтальный участок скважины проводят через все пласты перпендикулярно направлению уменьшения продуктивности добывающих скважин с наибольшей продуктивностью и рядом добывающих скважин с наименьшей продуктивностью на расстоянии от ряда с наибольшей продуктивностью, обратно пропорциональном отношению продуктивностей.

Проведение дополнительной нагнетательной скважины перпендикулярно направлению уменьшения продуктивности добывающих скважин способствует формированию более равномерного фронта вытеснения нефти к крайним рядам добывающих скважин. Размещение дополнительной нагнетательной скважины между рядом добывающих скважин с наибольшей продуктивностью и рядом добывающих скважин с наименьшей продуктивностью способствует резкому изменению направления потоков флюидов в пласте. Размещение их на расстоянии от ряда с наибольшей продуктивностью, обратно пропорционально отношению продуктивностей добывающих скважин в крайних рядах, способствует более полной выработке запасов залежи.

Основными критериями в пользу выбора такой технологии разработки старых месторождений являются следующие: затраты на бурение горизонтальных скважин с существующих скважин значительно дешевле бурения новой скважины (до 2 раз); используются ранее отведенные под строительство скважин территории; используются все ранее построенные коммуникации; увеличивается охват выработкой запасов нефти за счет вовлечения в разработку недренируемых запасов отдельных пропластков, линз, застойных зон; увеличивается эффективность разработки нефтяных месторождений за счет увеличения потенциальных возможностей эффективности гидродинамических методов регулирования разработки.

Пример. Способ был реализован на Абдурахмановской площади центральной части Ромашкинского месторождения (горизонт Д1).

Средние геологические параметры горизонта Д1: начальная нефтенасыщенная толщина 16,6 м; пористость 0,203; проницаемость средняя 0,647 мкм²; начальное пластовое давление 17,5 МПа; пластовая температура 38^oС; плотность пластовой нефти 306 кг/см³ ; вязкость нефти 3,4 МПас.

Горизонт Д1 многопластовый. В пределах этажа нефтеносности встречаются до 10 продуктивных пластов.

Средний коэффициент расчлененности 5,6, коэффициент песчанистости 0,47. Средняя толщина отдельных пластов 2-4 м, малопродуктивных менее 2,0 м. Обводненность 94,6%

Добывающие и нагнетательные скважины размещают на блочно-замкнутой системе, контур которой состоит из 18 нагнетательных скважин, внутри контура размещено 5 рядов добывающих скважин по 3 скважины в ряду (15 добывающих скважин). Их продуктивность уменьшается с востока на запад, о чем свидетельствует уменьшение коэффициента продуктивности от 50 м³/сут.атм до 10 м³/сут. атм. Далее выделяют ряд добывающих скважин с наибольшей продуктивностью (50 м³/сутатм) крайний ряд на востоке, выделяют ряд добывающих скважин с наименьшей продуктивностью (10 м³/сутатм) крайний ряд на западе блочно-замкнутой системы. Вычисляют отношение коэффициентов продуктивностей этих рядов: 10/50. Учитывая, что расстояние между рядами добывающих скважин равно 300-400 м, а расстояние между скважинами с наибольшей и наименьшей продуктивностью равно 1500 м, определяют расстояние, на котором надо разместить дополнительную нагнетательную скважину от ряда с наибольшей продуктивностью, учитывая, что оно обратно пропорционально отношению коэффициентов продуктивностей крайних рядов добывающих скважин, таким образом оно равно . Далее из действующей вертикальной добывающей скважины, размещенной внутри контура от ряда скважин с наибольшей продуктивностью на расстоянии 300 м бурят горизонтальный ствол перпендикулярный направлению уменьшения продуктивности, т. е. с севера на юг. Дополнительную нагнетательную скважину забуривают на глубине 1686-1789 м и на глубине 1764 м переходят на горизонтальный ствол. Радиус искривления скважин 17,3 м, темп набора кривизны 2,5^o на 1 м ствола, зенитный угол 124,7^o. Таким образом, как видно из указанных данных, горизонтальный участок дополнительной нагнетательной скважины провели через 10 пластов, перпендикулярно направлению уменьшения продуктивности добывающих скважин (с востока на запад) между рядом добывающих скважин с наибольшим коэффициентом продуктивности (крайний на востоке 50 м³/татм) и рядом скважин с наименьшим коэффициентом продуктивности (крайний на западе 10 м³/татм) на расстоянии 320 м от ряда с наибольшим коэффициентом продуктивности. Далее проводили отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента (воды) через нагнетательные скважины. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 0,4-0,5%