способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии

Формула изобретения

Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, извлечение нефти через добывающие скважины, циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента и отбора нефти через скважины, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах, отличающийся тем, что выбирают скважины с рядной сеткой бурения, для первого цикла работы выделяют зоны нагнетательных скважин, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин, расположенных с двух сторон нагнетательных скважин, выделяют средний ряд добывающих скважин, расположенных на примерно равном расстоянии от рядов нагнетательных скважин, в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах, по результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин, количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии.

Известен «Способ разработки углеводородных залежей» (патент RU 2154158, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. № 22 от 10.08.2000 г.), включающий определение величины остаточных запасов углеводородного сырья, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья и проведения в зависимости от распределения остаточных запасов углеводородного сырья мероприятий по регулированию системы разработки, отличающийся тем, что определение величины остаточных запасов углеводородного сырья осуществляют с помощью трехмерных математических моделей, построение карт распределения остаточных запасов углеводородного сырья проводят на конец разработки при существующей системе разработки, а мероприятия по регулированию системы разработки осуществляют путем формирования адресных очагов доразработки на участках расположения остаточных запасов, которые не могут быть извлечены при существующей системе разработки, в виде самостоятельных элементов системы разработки, формируемых дополнительным бурением и/или вводом из простоя и/или с других горизонтов нагнетательных и/или добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на "одноименный" пласт.

Недостатком данного способа являются низкая рентабельность его применения, обусловленная тем, что наиболее значимые параметры разработки вычисляют условно по гидродинамическим математическим моделям, при этом не учитываются реальные параметры, характеризующие поведение залежи при различных состояниях ее гидродинамического режима и реально складывающихся фильтрационных полей в процессе разработки залежи.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии» (патент RU 2209947, МПК 8 E21B 43/16, опубл. в бюл. № 22 от 10.08.2003 г.), включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, а по параметрам полученного отклика, а именно количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, извлекаемой из добывающих скважин после спонтанного изменения гидродинамического режима, определение величины остаточных запасов нефти, принятие решения о рентабельности последующей разработки залежи и, в случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика, при этом к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима работы скважин относят спорадические остановки нагнетательных и/или добывающих скважин по причине их непредвиденного ремонта и/или аварий, и/или обводнения, причем к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима относят нарушения периодов запланированного циклического режима работы скважин при разработке залежи, при этом в выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, причем в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, например, с помощью меченых жидкостей, после чего фильтрационным потокам задают новые направления, при этом новые направления фильтрационным потокам задают, например, нормальными по отношению к первичным направлениям.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая стоимость его осуществления, обусловленная тем, что в выделенных зонах производят бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин;

- во-вторых, сложность осуществления способа, связанная с тем, что постоянно необходимо производить варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпы закачки вытесняющего агента. Кроме того, на соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.

Задачей изобретения является упрощение осуществления способа и снижение стоимости осуществления способа без снижения эффективности системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.

Поставленная задача решается способом системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, извлечение нефти через добывающие скважины, циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента и отбора нефти через скважины, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах.

Новым является то, выбирают скважины с рядной сеткой бурения, для первого цикла работы выделяют зоны нагнетательных скважин, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин, расположенных с двух сторон нагнетательных скважин, выделяют средний ряд добывающих скважин, расположенных на примерно равном расстоянии от рядов нагнетательных скважин, в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах, по результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти) принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют.

На фиг.1 приведен первый цикл способа системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.

На фиг.2 приведен второй цикл способа системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.

Суть способа заключается в следующем.

Осуществляют закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин. Извлечение нефти осуществляют через одну или несколько добывающих скважин. При этом осуществляют анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин. Определяют величину остаточных запасов нефти в залежи и производят регулирование системы разработки. Выбирают скважины с рядной сеткой бурения (см. фиг.1 и 2).

Сначала осуществляют первый цикл (см. фиг.1) циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии. Для этого выделяют зоны нагнетательных скважин 1 и 1 , отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин 2 и 2 , расположенных с двух сторон нагнетательных скважин 1 и 1 соответственно. После чего выделяют средний ряд добывающих скважин 3, расположенных на примерно равном расстоянии a и b от рядов нагнетательных скважин 1 и 1 . В ряды нагнетательных скважин 1 и 1 закачивают вытесняющий агент (например, сточную воду), при этом закачку вытесняющего агента в другие ряды нагнетательных скважин 2 и 2 не производят. Из среднего ряда добывающих скважин 3, где образуется зона стягивания, производят форсированный отбор нефти с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах добывающих скважин 5 5ⁿ, из которых отбор нефти производят в прежнем режиме. По результатам анализа геолого-промысловых данных из рядов добывающих скважин 3; 5 5ⁿ (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти), например при превышении обводненности добываемой нефти выше экономически рентабельной величины в любом из рядов скважин 5 5ⁿ, принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, то есть следующим образом.

При осуществлении второго цикла (см. фиг.2) циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии выделяют зоны нагнетательных скважин, отсеченные от других зон рядами нагнетательных скважин 2 и 2 , расположенных с двух сторон нагнетательных скважин. После чего вновь выделяют средний ряд добывающих скважин 3 , расположенных на примерно равном расстоянии c и d от рядов нагнетательных скважин 2 и 2 .

В ряды нагнетательных скважин 2 и 2 закачивают вытесняющий агент (например, сточную воду), при этом закачку вытесняющего агента в другие ряды нагнетательных скважин 1 и 1 не производят. Из среднего ряда добывающих скважин 3 , где образуется зона стягивания, производят форсированный отбор нефти с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах добывающих скважин 5 5ⁿ, из которых отбор нефти производят в прежнем режиме. По результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин 3 ; 5 5ⁿ (количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти), например при превышении обводненности добываемой нефти выше экономически рентабельной величины, принимают решение о переходе к первому циклу, как описано выше, после чего циклы чередуют.

Предложенный способ прост в применении, поскольку системная циклическая разработка нефтяной залежи на поздней стадии осуществляется в два цикла, каждый из которых имеет свою зону стягивания с последующим их чередованием, а снижение стоимости его осуществления заключается в том, что нет необходимости бурения дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин и при этом не снижается эффективность системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии.