способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньшее начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД, на данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины, в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м ³/сут, по другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов, в таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности, подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, который включает разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Скважины нагнетательного ряда после переноса фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их в режиме пластового давления ниже давления насыщения, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно рентабельной обводненности. Далее проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку. Закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры (Патент РФ № 2194153, опублик. 10.12.2002).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти с подошвенной водой, согласно которому производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта. Из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость. Заполняют их нефтью этой же залежи. Кровельную часть продуктивного пласта в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде скважин с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Отбор нефти осуществляют периодически. При отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти (Патент РФ № 2151860, опублик. 27.06.2000 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, на залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньше начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД, на данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины, в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м³/сут, по другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов, в таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности, подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается невыработанной вследствие недостаточного охвата воздействием по высоте залежи. Существующие способы разработки направлены на увеличение охвата воздействием по площади залежи, что не приводит к повышению выработки запасов по высоте. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата воздействием залежи рабочим агентом по высоте. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление 12-14 МПа или равное начальному пластовому давлению 16 МПа, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД. На данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины. При расстоянии до ближайшей добывающей скважины более 500 м в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м³/сут, при расстоянии до ближайшей добывающей скважины менее 500 м ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% выше ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности. Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 900-1200 м, пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 26-36°C, пористость 5-40%, проницаемость 5-1000 мДа, толщина продуктивного пласта 0,1-12 м, вязкость нефти 12-35 мПа*с, плотность нефти 0,865-0,925 г/см³, коллектор - песчаник-алевролит, тип залежи - массивный.

Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через 5 нагнетательных скважин и отбор пластовой продукции через 20 добывающих скважин.

На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме 3000 т, имеющий текущее пластовое давление 12-14 МПа, с обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99%, приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м ³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 1000 мД. На данном участке выбирают одну нагнетательную скважину, интервал перфорации которой составляет 1150-1165 м. Данный интервал согласно гипсометрических отметок расположен на 1 м и более интервала перфорации всех добывающих скважин данного участка. Расстояние до ближайшей добывающей скважины более 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений 5-50 м³/сут, т.е. менее 50 м³ /сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже на 1 м и более, производят увеличение объемов закачки на 10-15% выше ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности.

Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Расстояние до ближайшей добывающей скважины менее 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5-10% выше ранее прокачиваемых объемов.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 1-2% и составила 1,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.