Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с большим фондом остановленных скважин. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку части скважин, согласно изобретению, на залежи выделяют участок разработки с добывающими и нагнетательными скважинами, имеющими между собой гидродинамическую связь, на участке разработки выделяют зону повышенного нефтенасыщения, формируют фильтрационный поток через зону повышенного нефтенасыщения вводом в эксплуатацию остановленных добывающих скважин, находящихся за зоной повышенной нефтенасыщенности по ее периметру и в ее пределах. Кроме того, вводят в эксплуатацию остановленные нагнетательные скважины, находящиеся перед зоной повышенной нефтенасыщенности, при этом вначале вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины, а затем остановленные добывающие скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с большим фондом остановленных скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Однако применительно к залежам с высокой зональной и послойной неоднородностью он не позволяет обеспечить высокий коэффициент нефтеизвлечения вследствие низкого охвата дренированием залежи и преждевременного обводнения добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку части скважин [2].

Известный способ, принятый в качестве прототипа, позволяет обеспечить большую полноту извлечения запасов за счет регулирования процесса разработки остановкой части скважин. Ввод скважин в эксплуатацию после длительного простоя без учета распределения текущей нефтенасыщенности, сложившейся при отмеченных выше условиях, а также отсутствие целенаправленности в формировании фильтрационного потока с целью вовлечения в процесс зон, имеющих большую нефтенасыщенность коллекторов, ограничивает возможности прототипа. Нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку части скважин, согласно изобретению, на залежи выделяют участок разработки с добывающими и нагнетательными скважинами, имеющими между собой гидродинамическую связь, на участке разработки выделяют зону повышенной нефтенасыщенности, формируют фильтрационный поток через зону повышенной нефтенасыщенности вводом в эксплуатацию остановленных добывающих скважин, находящихся за зоной повышенной нефтенасыщенности по ее периметру и в ее пределах. Кроме того, вводят в эксплуатацию остановленные нагнетательные скважины, находящиеся перед зоной повышенной нефтенасыщенности, при этом вначале вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины, а затем остановленные добывающие скважины.

Существенными признаками изобретения являются.

1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

2. Отбор нефти через добывающие скважины.

3. Остановка части скважин.

4. Выделение на залежи участка разработки с действующими и остановленными добывающими и нагнетательными скважинами, гидродинамически между собой связанными.

5. Выделение на участках зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности.

6. Формирование фильтрационного потока через зону повышенной нефтенасыщенности.

7. Ввод в эксплуатацию остановленных добывающих скважин, находящихся за зоной повышенной нефтенасыщенности по ее периметру и в ее пределах.

8. Ввод в эксплуатацию остановленных нагнетательных скважин перед зоной повышенной нефтенасыщенности.

9. Первоочередное введение в эксплуатацию остановленных нагнетательных скважин перед зоной повышенной нефтенасыщенности и последующее введение в эксплуатацию остановленных добывающих скважин за зоной и в зоне повышенной нефтенасыщенности.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 8-9 являются частными существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

В настоящее время много крупных нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки и характеризуется большим количеством остановленных, добывающих и нагнетательных скважин. Причины остановок различны. В основном они обусловлены технологическими и организационно-техническими факторами. Продолжительность остановок различна и подчас измеряется годами. В результате длительных остановок добывающих и нагнетательных скважин происходит деформация зон стягивания запасов нефти и/или образование зон повышенной нефтенасыщенности в местах со слабой дренируемостью. Для установления мест локализации этих зон нужно проведение специальных геолого-геофизических исследований скважин или проведение моделирования истории разработки залежей. Кроме того, для обеспечения более высоких технологических показателей процесса добычи нефти существенное значение в отмеченных условиях приобретает фактор управления фильтрационным потоком и, главным образом, потоком рабочего агента. Имеется в виду обеспечение направленности потока и ориентацию его таким образом, чтобы препятствовать неравномерности выработки запасов и размытию сложившихся в процессе извлечения нефти зон повышенного нефтенасыщения.

Эффективность применения способа может быть усилена за счет сочетания планового ввода в работу ранее остановленных скважин с изменениями режимов работы нагнетательных скважин с таким расчетом, чтобы за счет этих факторов обеспечить более активное направление фильтрационного потока (рабочего агента) через зону повышенной текущей нефтенасыщенности и интенсифицировать выработку запасов зоны с повышенным их содержанием.

Отличие прототипа от рекомендуемого способа состоит в отсутствии в прототипе действий по формированию фильтрационного потока через зону повышенной нефтенасыщенности. Это выражается в заданной последовательности проведения работ по вводу добывающих и нагнетательных скважин, обусловливающих формирование фильтрационного потока через зону повышенной нефтенасыщенности.

Примеры конкретного выполнения.

Способ опробован на одном из месторождений Западной Сибири, на залежи протяженностью 12 и шириной 6 км.

Эксплуатационный объект представлен переслаиванием пород-коллекторов (песчаников и алевролитов) с непроницаемыми породами. Коллектора морфологически представлены двумя видами: породами тонкого чередования с эффективными толщинами прослоев до 3 м и пластами монолитного строения, локализованными в верхней части горизонта ( AB³₁ ).

Проницаемость монолитов, как правило, выше и составляет 200-300 мкм²·10^-3 и иногда и больше, а проницаемость тонкочередующихся коллекторов ниже (5 - 50 мкм²). Залежь находится в разработке в течение 8 лет.

На залежи в полосе развития верхнего монолита выделен участок в виде самостоятельного блока разработки (3,5х2,24 км), все скважины в пределах которого между собой гидродинамически связаны. В блоке находится 37 добывающих 20 нагнетательных скважин, размещение которых приведено на чертеже, где представлен участок пласта, ограниченный рядами нагнетательных скважин. В пределах участка изолиниями выделены зоны с нефтенасыщенностью более 0,6; от 0,5 до 0,6 и менее 0,5. Для большей наглядности использованы следующие условные обозначения: ⊙ - добывающие скважины; - добывающие скважины простаивающие; - нагнетательные скважины; - нагнетательные скважины простаивающие; - нагнетательные скважины с ограниченным объемом закачки; - нагнетательные скважины с увеличенным объемом закачки; 0,5 - изолинии равной нефтенасыщенности.

Разработка блока характеризуется следующими показателями: месячная добыча жидкости и нефти соответственно 38,7 и 11,6 тыс./т. Закачка - 53,9 тыс./ м³ . Средний дебит добывающей скважины примерно 43 т/с. Приемистость одной нагнетательной скважины в среднем 120 м³/с. Обводненность добываемой продукции -70%. Соответствующие цифры по вариантам реализации рекомендуемого способа и по известной технологии приведены в таблице 1.

Сущность вариантов разработки по известному и рекомендуемому способам.

Аналог. Разработка осуществляется по известной технологии. В работе 30 добывающих и 15 нагнетательных скважин. Показатели разработки даны во втором столбце таблицы 1.

Примеры 1 и 2 характеризуют рекомендуемый способ по этапам реализации.

Так для примера 1 характерно направленное формирование фильтрационного потока через зону повышенной нефтенасыщенности за счет ввода в работу части ранее оставленных добывающих скважин, граничащих и находящихся в зоне повышенной нефтенасыщенности.

Пример 2 характеризуется наибольшей интенсификацией фильтрационного потока через зону повышенной нефтенасыщенности. Он предусматривает первоочередной ввод в работу ранее остановленных нагнетательных скважин и пуск части ранее остановленных добывающих скважин.

Пример по прототипу характеризуется тем, что в работу ввели все ранее остановленные добывающие скважины. Таким образом в работе находятся 37 добывающих и 17 нагнетательных скважин.

Пример 1. В блоке разработки пробурено 20 нагнетательных и 37 добывающих скважин. Через 8 лет после начала разработки блока по технико-технологическим причинам остановили пять нагнетательных и семь добывающих скважин (чертеж).

На залежи выделили участок разработки, в пределах которого в добывающих и нагнетательных скважинах перфорирован один и тот же интервал продуктивного разреза. В данном примере рассмотренный блок разработки находится в полосе развития верхнего монолита так, что гидродинамическая сообщаемость должна иметь место между всеми скважинами блока. Методом геолого-промыслового анализа и результатами гидродинамических исследований скважин дополнительно установили наличие гидродинамической связи между скважинами, пробуренными в блоке.

На участке разработки выделили зону повышенной нефтенасыщенности. Ее положение показано на чертеже. В зоне повышенной нефтенасыщенности размещено 5 добывающих скважин (19, 20, 21, 24 и 32), в том числе одна скважина остановленная (20). Количество добывающих скважин, находящихся по периметру зоны перед ней и за ней, видно из рассмотрения схемы (фиг.). Как видно, четыре остановленных скважины находятся непосредственно за зоной повышенной нефтенасыщенности ( 13, 14, 9, 15). Из 5 остановленных нагнетательных скважин две находятся перед зоной повышенной нефтенасыщенности ( 50 и 52) и одна за ней ( 41). Две другие скважины 46 и 57 находятся на поперечных линиях нагнетания.

Формирование фильтрационного потока рабочего агента через зону повышенной нефтенасыщенности осуществили вводом в работу остановленных добывающих скважин, находящихся в непосредственной близости к зоне повышенной нефтенасыщенности: 9, 13, 14, 15 и в самой зоне повышенной нефтенасыщенности (скв. 20).

Дебиты этих скважин приведены в таблице 2.

Технологические показатели разработки участка в этих условиях показаны в таблице 1, графа 3.

За счет направленного формирования фильтрационного потока при меньшем (относительно прототипа) количестве введенных в работу скважин обеспечены лучшие технологические показатели разработки участка: большая добыча нефти (на 352 т/мес) и меньшая на 3% обводненность продукции.

Пример 2. Отличается от рассмотренного примера формированием более интенсивного потока в направлении зоны повышенной нефтенасыщенности.

С этой целью в первую очередь осуществили ввод в работу части ранее остановленных нагнетательных скважин, находящихся перед зоной повышенной нефтенасыщенности ( 50 и 52; таблица 3).

Кроме того, формирование потока усилено фактом увеличения закачки в часть нагнетательных скважин из числа находящихся перед зоной повышенной нефтенасыщенности ( 49, 51; таблица 4).

Затем осуществили ввод в работу ранее остановленных добывающих скважин, находящихся на границе с зоной повышенного нефтенасыщения и в ее пределах (9, 13, 14, 15 и 20).

Таким образом, по количеству нагнетательных скважин и по объемам закачки воды вариант разработки по рекомендуемому способу и по прототипу одинаковы. Различие состоит в количестве добывающих скважин (в прототипе на две скважины больше) и, главным образом, в последовательности проведения работ со скважинами по вводу их в работу. В прототипе не было направленного формирования фильтрационного потока в направлении и через зону повышенной нефтенасыщенности.

Сравнение технологических показателей разработки по известному (таблица 1, графа 5) и рекомендуемому способам (таблица 1, графа 4) показывает, что рекомендуемый способ обеспечивает большую текущую добычу нефти и меньшую обводненность. Разница в месячном исчислении составляет соответственно 739 т и 3,7%.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу залежи.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки.

1. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М., Гостоптехнадзор, 1962.

Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985, 76 - 78.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и остановку части скважин, отличающийся тем, что на залежи выделяют участок разработки с добывающими и нагнетательными скважинами, имеющими между собой гидродинамическую связь, на участке разработки выделяют зону повышенной нефтенасыщенности, формируют фильтрационный поток через зону повышенной нефтенасыщенности вводом в эксплуатацию остановленных добывающих скважин, находящихся за зоной повышенной нефтенасыщенности по ее периметру и в ее пределах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно вводят в эксплуатацию остановленные нагнетательные скважины, находящиеся перед зоной повышенной нефтенасыщенности.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что при вводе в эксплуатацию остановленных скважин вначале вводят в эксплуатацию остановленные нагнетательные скважины, находящиеся перед зоной повышенной нефтенасыщенности, а затем остановленные добывающие скважины в зоне повышенной нефтенасыщенности и за зоной по ее периметру.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5