Способ разработки нефтяной залежи с зонально неоднородными по проницаемости пластами

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности разработки за счет увеличения воздействия раствором ПАВ на зону пласта с пониженной проницаемостью при размещении забоев добывающих скважин (С) в зоне с повышенной проницаемостью по сравнению с проницаемостью зоны с нагнетательной С. Способ включает размещение добывающих и нагнетательной С, образующих своими забоями систему семиточечного площадного элемента. Через нагнетательную С закачивают порции вытесняющих агентов раствора ПАВ и полимера. При закачке раствора полимера через нагнетательную С в добывающих С в зоне с повышенной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих С в зоне с пониженной проницаемостью ограничивают отбор. При закачке раствора ПАВ через нагнетательную С в добывающих С в зоне с пониженной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих С в зоне с повышенной проницаемостью ограничивают отбор. Применение данного способа позволит стабилизировать рост обводненности продукции С 1^II, снизить ее в продукцию добывающих С 1^III и 1^I, а также позволит добыть дополнительно нефти в целом по участку залежи 46 тыс. т., сократить срок разработки на 3 года. 1 табл, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет увеличения воздействия раствором ПАВ на зону пласта с пониженной проницаемостью при размещении забоев добывающих скважин в зоне с повышенной проницаемостью по сравнению с проницаемостью зоны с нагнетательной скважиной. На чертеже представлена схема расположения семиточечного площадного элемента расположения скважин. На схеме показаны зона I со средней проницаемостью К₁, зона II с повышенной пpоницаемостью К₂, зона III с пониженной проницаемостью К₃, добывающая скважина 1^lI зоны I, нагнетательная скважина 2 зоны I, добывающие скважины 1^II скважины II, добывающие скважины 1^III зоны III. Способ реализуется следующим образом. Добывающие скважины 1^I-III и нагнетательная скважина 2 образуют семиточечный обращенный элемент. Элемент выбирают так, чтобы нагнетательная скважина 2 была приурочена к пласту средней по толщине пласта проницаемости К₁, а по крайней мере одна добывающая скважина элемента, например 1^II, приурочена к пласту средней по толщине пласта проницаемости К₂, причем К₂>К₁, а остальные добывающие скважины элемента, например 1^III и 1^I, приурочены соответственно к пластам со средней по толщине пласта проницаемостью К₃ и К₁, причем К₃ ≅ К₁. Зоны неоднородности пласта определяют известными методами. При нагнетании в залежь вытесняющего нефть агента, например воды, через нагнетательную скважину 2 в зоне пласта III со средней по толщине проницаемостью К₃ будет область повышенной нефтенасыщенности. С целью повышения эффективного процесса разработки с применением попеременной закачки раствора ПАВ и раствора ПАА в период нагнетания оторочки раствора ПАА, объем которой составляет 1-2 объема предшествующей оторочки ПАВ, через нагнетательную скважину 2 форсируют отборы жидкости из залежи через добывающие скважины 1^II, а по скважинам 1^I и 1^III отборы жидкости из залежи ограничивают. При последующем нагнетании в залежь оторочки ПАВ объемом 0,1-0,5 порового объема через нагнетательную скважину 2 добычу жидкости из скважин 1^II ограничивают, а из скважин 1^I и 1^II форсируют. В результате применения такого режима нагнетания раствора ПАВ и раствора ПАА в залежь через нагнетательную скважину 2 и отборов жидкости из залежи через добывающие скважины 1^I-III достигается больший охват вытеснением нефтеотмывающим агентом не только зон залежи первоначально средней и высокой проницаемости, но и зон первоначально низкой проницаемости. Это приводит к повышению эффективности воздействия раствора ПАВ, доотмывающего нефть в зонах повышенной нефтенасыщенности пласта, по скважинам 1^III и 1^I снизится обводненность, выработка запасов нефти будет активизирована и осуществляться при меньшем водонефтяном факторе. Пример реализации способа. Объект применения способа выбран на залежи АВ_2-3 месторождения, относящейся к типу пластовых сводовых, имеющей обширную газовую шапку и водонефтяную зону значительной ширины. В центральной части залежи выбран элемент обращенной площадной системы, состоящей из нагнетательной скважины 2 и шести добывающих скважин 1^I-III. На объекте в пределах участка, представленного различной толщины пластами и прослоями песчаников, алевролитов и глин, выделяется зона I с проницаемостью 0,127 мкм², к которой приурочена нагнетательная скважина 2 и одна добывающая скважина 1^I; три добывающие скважины элемента 1^II расположены в зоне II с проницаемостью 0,620 мкм² и оставшиеся две добывающие скважины 1^III находятся в зоне II с проницаемостью 0,045 мкм². Подсчетные параметры зон объекта в пределах участка, значения порового объема коллектора и запасов нефти приведены в таблице. На момент начала закачки композиции ИХН и раствора ПАА в виде оторочек текущий коэффициент нефтеотдачи по зоне I составил 33,2% по зоне II 39,8% и по зоне III 26,7% что указывает на неравномерность выработки запасов по зонам объекта в пределах участка, формирование в зоне III области повышенной нефтенасыщенности, увеличение сроков разработки участка залежи. Проведенные гидродинамические расчеты с помощью двумерной математической модели двухфазного течения показали, что попеременное нагнетания в залежь оторочки композиции ИХН объемом 2 тыс.м³ 10%-ной концентрации (содержание ПАВ 2,5%) через нагнетательную скважину 2 при ограничении добычи жидкости из скважин 1^II с 50-60 м³/сут до 20-30 м³/сут, а из скважин 1^I и 1^III при форсировании с 25-35 до 40-50 м³/сут, и оторочки раствора ПАА объемом 2-4 тыс.м³ через нагнетательную скважину 2 при увеличении отборов жидкости из залежи через добывающие скважины 1^II до 50-60 м³/сут и одновременном ограничении отборов жидкости по скважинам 1^I и 1^III до 25-35 м³/сут позволяют повысить охват пласта воздействием нефтеотмывающим агентом в зоне I на 3% в зоне II на 2% в зоне III на 6% Весь проводимый комплекс мероприятий позволит стабилизировать рост обводненности продукции скважин 1^II, снизить ее в продукции добывающих скважин 1^III и 1^I; добыть дополнительно нефти в целом по участку залежи 46 тыс.т. сократить сроки разработки на 3 года.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ЗОНАЛЬНО НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТАМИ, включающий размещение добывающих и нагнетательной скважин, образующих своими забоями систему семиточечного площадного элемента, закачку через нагнетательную скважину порции вытесняющих агентов раствора ПАВ и раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет увеличения воздействия раствором ПАВ на зону пласта с пониженной проницаемостью при размещении забоев добывающих скважин в зоне с повышенной проницаемостью и в зоне с пониженной проницаемостью по сравнению с проницаемостью зоны с нагнетательной скважиной, при закачке раствора полимера через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью ограничивают отбор, а при закачке раствора ПАВ через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью фиксируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью ограничивают отбор.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 12.07.2000

Номер и год публикации бюллетеня: 9-2003

Извещение опубликовано: 27.03.2003        

---