Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖ / ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие -скважины с последующим переводом обводнившихся /добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добывающих скважин, о т л м ч а ющ м и с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами, одновременно с переподом обводнипшпхся добывающих скпажмн в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетательные скважины, а в дополнительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты.

I p j»

СО!ОЗ СОВЕТСК«ЛХ

СОЦИАЛ ИСТИ -! ЕСК!!Х

РЕСПУ!7ЛИК!

,! «1 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕ!-!«-«Ь!И КО,",ЛИТЕТ

ПО ИЗОЬРETEHMrlIË И OTI Pb!TII>IM

ПРИ ! «1Т СССР

Г| L|: «йс«|. 1«.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРГТЕ«-«И

t «

С, К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3367311/03 (22) 14,00,81 (46) 15,09.92. Б ол. М 34 (71) Казахский государствен««ый научно-исследовательский и проекп«ый институт нефтяной промышлс«!«остл (72) В.Д, Лысен:n (53) 622,276.43 (000.8) (56) Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.; Недра, 1974, с. 9 f.

Патент США М 3903966, кл, Г 21 В 43/20, 7915. (54)(57) СПОСОБ РАЗ Г АБОТК! 7 ЗАЛ ЕЖ!.4!

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ путем нагнетания воды в залежь через наг«етательные

Изобретение относится к нефтедобыгающей промышлен«ости и может быть использовано и ри разработке залежей высокопязкой нефти, состоящих из слоев и пластов различной проницаемости.

Известен способ разработки залежи нефти, вкл«очающий бурение скважин и внутриконтурное заводнение, например, по площадной обращенной 9- точечной схеме.

Недостаток известного способа за.-.лючается п низко"! коэффициенте ««ефтестдачи

К «ð, прежде всего в «иэком коэффициенте охвата воздействием Крх«., ««апр! мер Клр =

=-К«« «т Х Крхз = 0,7 Х 0,4 --- 0,20, Прн 3T0I способе значительная долл запасов !«ефти, потенциально дсс«упнь«х в! .Тес!«е««л«о, оказывается не охваченной пытесне«ием, например, 1 - Крх . = О,С.

Иэ-ээ вь«сакай неаднсрсд! ости «!ефтя" !!ой залежи по г«роницаемости слоев и пластав ужc отMå÷åí«i!é недостаток

„;;5la „„) 057678 А1 скважи!«и и дабы ги нефти через добывающие скважины с последующим переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых допслнитель«ых дсбывающлх скважин, о т л и ч а юшийся TGM, что, с целью повышения

«!ефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами, одновременно с перепадом обвод«ипшихся добывающих скважин п нап«етательные продолжа«от нагнетать поду п залежь через первоначальные «Iàãl«åтатель«Iûå скважины, а п допол«ительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты. иэвест! аго способа имеет место как при относитель«о редких сетках скважин, HGпример, с площадью 16 — 32 га на одну скважину, так и при относительно густых сетках, «апри«лер, с пГ!ощадыо 2 — 4 га на одну сква- жи ну. Ql

Известен способ разработки залежи высокапязкой нефтл путем нагнетания поды в ( залежь через нагнетательные скпажины и добычи нефти через добывающие скважины р с последу ащим переводом обводнившихся дабыпа«ощих скважин и нагнетательные и ! » буре«ие новых дополнительных добывающих скваж«лн. (. !

Недостатком способа является закры- . ! тие пеpL0«а «альнь!х нагнетательных сКВВ жин, что не позDOëяе.г эффективно применять способ на залежи нефти с одно- .. род«ыми пласта!л«1.

1057678

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой 5 нефти путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие сквах<ины с последующим переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и 10 бурение новых дополнительных добывающих скважин,, одновременно с переводом обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетатель- 15 ные скважины, а в дополнительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты.

На фиг. 1, а, б, в, r даны схематический план расположения нагнетательных и добы- 20 вающих скважин и последовательное сгущение сетки скважин;.на фиг.2, а, б, в, г— схематический профильный разрез и последовательное сгущение сетки скважин, где 1 — нагнетательная скважина, 2 — добываю- 25 щая скважина, 3 — нефтяной пласт, 4 — заводненный нефтяной пласт, 5 непродуктивный пласт, 6 — перфорация пласта.

Сначала (фиг.1,а) показан отдельный 30 участок залежи с одной ячейкой обращенной 9-точечной схемы площадного эаводнения, содержащей одну нагнетательную и восемь добывающих скважин.

На следующем этапе (фиг,1,6) на том же 35 самом участке за счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные число нагнетательных cKBB" жин .увеличивается до пяти, а за счет дополнительного бурения четырех добыва- 40 ющих скважин второй очереди, общее число добывающих остается равным восьми.

В дальнейшем (фиг.1,в) эа счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные, число 45 нагнетательных становится равным девяти, а за счет бурения 12 добывающих скважин третьей очереди общее число добывающих становится равным 16.

На заключительном этапе (фиг. 1,г) за 50 счет превращения четырех добыва ощих . скважин второй очереди в нагнетательные число нагнетательных становится равным

13, а эа счет бурения 16 добывающих скважин четвертой. очереди общее число добы- 55 вающих становится равным 28.

На фиг.2 показан разрез отдельного участка залежи, содержащего восемь прерывистых и неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, который первоначально (фиг. 2,а) имеет только все скважины (одну нагнетательную и одну добывающую), затем (фиг, 2,б) за счет превра -, щения в нагнетательнуо добывающей скважины первой очереди нагнетательных становится две и дополнительно бурится добывающая скважина второй очереди, далее (фиг.2,в) за счет превращения в нагнетательную добывающей второй очереди число нагнетательных скважин становится равным трем и дополнительно бурятся две добывающие третьей очереди, наконец (фиг. 2,г), за счет превращения в нагнетательные двух добывающих скважин третьей очереди нагнета ельных становится пять и дополнительно бурятся четыре добыва ощие четвертой очереди.

На первом этапе (фиг.2,а) перфорацией в скважинах вскрыты все нефтяные пласты, кроме непродуктивных пластов. На втором этапе (фиг.2,б) в добывающей скважине второй очереди вскрыты все нефтяные пласты кроме одного, который был обводнен на предыдущем первом этапе. На третьем этапе (фиг.2,в) в добывающих скважинах третьей очереди вскрыты нефтяные пласты, но не вскрыты непродуктивные пласты и обводненные нефтяные пласты, которые были обводнены на предыдущих первом и втором этапах. При этом в одной новой добывающей третьей очереди не вскрыт 1 непродуктивный пласт и 1 обводненный нефтяной пласт, а в другой такой х<е скважине не вскрыты 1 непродуктивный пласт и 5 обводненных нефтяных пластов. На четвертом этапе (фиг.2,г) в добывающих четвертой очереди вскрыты лишь пласты, которые остались нефтяными после первого, второго и третьего этапов. При этом в таких скважинах оказались вскрытыми: в одной и нефтяной пласт, в другой 6 нефтяных пластов, в третьем 4 нефтяных пласта и в четвертой 1 нефтяной пласт.

У рассматриваемого, элемента участка залежи (фиг,2) продуктивные пласты обладают различной проницаемостью (в долях средней проницаемости) сверху вниз; 2,4;

0,4; 0,8; 0,4; 0,4; 0,8; 0,4 и 2,4. Показатель их неоднородности по проницаемости — квадрат коэффициента вариации V =. 0,68. В соответствии с этой неоднородностью flo проницаемости и прерывистостью пластов происходит вытеснение нефти, эакачиваемой водой, Ввиду высокой вязкости нефти и большого соотношения подвижностей воды и нефти добывающие скважины выключают иэ работы при их обводнении хотя бы с одной стороны по одному пласту.

После первого этапа коэффициент Охвата воздействием равен Кох = 0,24 и нефте1057678 отдача равна К» = 0,16, после второго этапа соответственно Ko = 0.45 и К o = 0.30, после третьего этапа Ко = 0,59 и K» = 0,40 и после четвертого этапа К хв = 0,71 и Кно=0,48.

Пример. Залежь площадью 3200 га . содержит ОБ - 50 миллионов тонн геологических запасов высоковязкой нефти.

Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды „„= 200. Для замещения 1

Mv мв, т нефти в пластовых условиях необходимо

1,2 т воды. Коэффициент вытеснения нефти водой равен К ыт = 0,667. Коэффициент различия физических свойств нефти и воды равен p = 60. Расчетная послойная неоднородность залежи равна V - 077, Предельная весовая обводненность продукции добывающих скважин каждой очереди

0,95. Первоначальная плотность сетки сква5 жин — одна скважина на 32 ra. Первоначальное общее число скважин 100. Число скважин первой очереди сгущения 100, второй очереди сгущения 200, третьей очереди сгущения 400 и четвертой сгущения 800. Об10 щее число скважин 1600; Внутриконтурное заводнение осуществляется по площадкой обращенной 9 — точечной схеме.

При таком сгущении сетки скважин сле15 дующим образом изменяется величина извлекаемых запасов нефти.

1057678

Техред М.Моргентал Корректор Л.Лукач

Редактор Е.Гиринская

Производственно-издательский комбинат "Патент", r, Ужгород, ул,Гагарина, 101

Заказ 4061 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35. Раушская наб„4/5