Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке нефтяной залежи разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов. Эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин. Переводят добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину. Увеличивают пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме. 1 пр.

 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи на начальной стадии, включающий отбор нефти через добывающие скважины до достижения давления насыщения в пласте [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970. С. 46, 47].

Известный способ позволяет сохранить на достаточно высоком уровне пластовое давление и предотвратить разгазирование и увеличение вязкости нефти, однако способ не приводит к достаточно высокой нефтеотдаче залежи и не позволяет окупить затраты на освоение залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий двухэтапное разбуривание месторождения добывающими скважинами с уплотнением сетки скважин на втором этапе с 32-64 га/скв до 8 га/скв и отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом на 10-20% [Сургучов М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. С. 20-21, 39-43].

Известный способ позволяет быстрее окупить затраты на освоение залежи, однако нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий двухэтапное разбуривание добывающими скважинами с уплотнением сетки скважин на втором этапе и отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения, согласно изобретению на первом этапе разбуривают залежь с плотностью сетки добывающих скважин 2000-3000 га/скв и отбирают нефть при фонтанной эксплуатации скважин в первой половине этапа и циклической фонтанно-насосной эксплуатации во второй половине этапа до достижения пластового давления 0,75-0,80 давления насыщения, на втором этапе уплотняют сетку добывающих скважин до 80-120 га/скв и отбирают нефть через добывающие скважины при насосной эксплуатации до достижения пластового давления 0,50-0,60 давления насыщения, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают углеводородный газ (Опубликованная заявка №94032641, опубл. 27.07.1996 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины и перевод части добывающих скважин в нагнетательные, согласно изобретению разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов, при разработке эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин, переводят добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину, увеличивают пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме.

Сущность изобретения

Существующие способы разработки нефтяной залежи на естественном режиме отличаются невысокой нефтеотдачей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

Разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов. При этом эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин. При снижении пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% при этом при добыче не более 10% извлекаемых запасов. Переводят центральную добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину. За счет закачки рабочего давления в залежи постепенно увеличивается пластовое давление. Доводят пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2200 м, начальное пластовое давление 17,5 МПа, начальная пластовая температура 40°С, толщина продуктивного пласта от 2 м, пористость 20%, проницаемость 350 мД, вязкость нефти 3,3 мПа·с в пластовых условиях, плотность нефти 0,863 г/см³.

Разбуривают участок разработки нефтяной залежи 4 добывающими скважинами. Отбирают нефть на естественном режиме из добывающих скважин. Средний дебит скважин составляет 5 м³/сут.

Разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 10-11 МПа по залежи, т.е. 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% по скважинам и добычи не более 10% извлекаемых запасов. При разработке эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита порядка 3 м³/сут, максимальной обводненности порядка 60% и минимального пластового давления порядка 10 МПа в районе скважины среди всех добывающих скважин. Переводят центральную добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент - пластовую воду через переведенную скважину. В течение 1 года увеличивают пластовое давление на участке разработки до 13,5-14 МПа, т.е. 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме со средним дебитом добывающих скважин порядка 7 м³/сут при установившейся обводненности на уровне 60%.

Нефтеотдача залежи увеличилась на 3,5% и составила 39,5%.

Малая степень добычи извлекаемых запасов, малая обводненность на момент перевода центральной добывающей скважины в нагнетательную позволяет значительно увеличить нефтеотдачу. Для сравнения перевод добывающей скважины в нагнетательную при обводненности, близкой к 100%, и выработке запасов порядка 80% приводит к увеличению нефтеотдачи лишь на 0,2-0,3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины и перевод части добывающих скважин в нагнетательные, отличающийся тем, что разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов, при разработке эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин, переводят добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину, увеличивают пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме.