Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. На залежи размещают ряды добывающих скважин. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные. Между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины. Перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - P-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность P-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора (Патент РФ №2206725, опубл. 10.03 2003).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см³. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14-1,15 г/см³, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут. (Патент РФ №2061178, опубл. 1996.05.27 - прототип).

Известные способы разработки не позволяют разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные, между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, в рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи с коллектором, имеющим выраженное направление естественной трещиноватости, далеко не всегда удается увеличить охват воздействием продуктивного пласта и добиться высокой нефтеотдачи залежи. Существующие способы разработки таких залежей решают эти вопросы лишь частично. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи с коллектором, обладающим естественной трещиноватостью, первоначально отбирают нефть через добывающие скважины. Применяют рядную систему разработки. Среди добывающих скважин выделяют ряды скважин, расположенные перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, которые в ходе разработки будут переведены в ряды нагнетательных скважин. Между такими рядами размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости. В рядах будущих нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, уплотняя, таким образом, ряд скважин. Перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения. Форсированный режим представляет собой добычу жидкости с дебитом, в 1,5-2,0 раза большим, чем по обычным добывающим скважинам, на которых дебит устанавливают из условия поддержания уровня жидкости в скважине. Форсированный режим позволяет с увеличением притока жидкости увеличить значение по интенсификации добычи нефти данного объекта воздействия. После этого скважины в каждом нагнетательном ряду переводят в нагнетательные независимо от обводнения и выработанности запасов в зоне каждой скважины. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Через оставшиеся добывающие скважины отбирают продукцию (нефть). В результате по сравнению с прототипом охват продуктивного пласта воздействием повышается, нефтеотдача залежи увеличивается.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1006 (-840) м, пластовая температура 23°С, пластовое давление 8 МПа, пористость 11,4%, проницаемость вдоль направления естественной трещиноватости 1,753 мкм², проницаемость перпендикулярно направлению естественной трещиноватости 0,00097 мкм², коэффициент нефтенасыщенности 0,761, вязкость нефти в пластовых условиях 82,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 0,906 т/м³, коллектор карбонатный. На залежи размещено 9 рядов добывающих скважин по 8 скважин в каждом ряду. Расстояние между скважинами составляет 400 м. Первый, пятый и девятый ряд скважин намечают к переводу под нагнетание рабочего агента. Между будущими нагнетательными рядами остаются по 3 ряда добывающих скважин. В намеченных рядах между скважинами размещают дополнительные скважины с достижением среднего расстояния между скважинами 200 м. Скважины будущих нагнетательных рядов эксплуатируют как добывающие на форсированном режиме с дебитом, в 1,5-2,0 раза большим, чем по обычным добывающим скважинам, до достижения на забое каждой скважины давления насыщения, равного 1,47 МПа. После этого скважины нагнетательных рядов переводят в нагнетательные и через них закачивают рабочий агент - пластовую воду. Через добывающие скважины отбирают продукцию.

В результате нефтеотдача залежи составила 42%. Расчеты показывают, что при разработке такой залежи по прототипу нефтеотдача не превысит 38%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные, формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, формируют из добывающих скважин, переводимых в нагнетательные, между рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, размещают от 2 до 5 рядов добывающих скважин, также расположенных перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, в рядах нагнетательных скважин между существующими скважинами размещают дополнительные добывающие скважины, перед переводом в нагнетательные добывающие скважины эксплуатируют на форсированном режиме до достижения в каждой скважине давления насыщения.