Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин. Выделяют зоны высокой и низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Выполняют уплотнение сетки скважин бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи месторождения.1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения.

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. E21B 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.).

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков - невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/скв., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. E21B 43/30, E21B 43/26, E21B 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению, выделяют зоны высокой и низкой проницаемости, нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости, уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин, закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления, останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают, дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины.

Сущность изобретения

При разработке неоднородного нефтяного месторождения часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей месторождения с меньшей проницаемостью, чем в основной части залежи. В результате нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородного нефтяного месторождения в основной зоне высокой проницаемости выделяют зону низкой проницаемости. Нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин. При всех работающих скважинах закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме. Останавливают добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине. В остановленной скважине контролируют забойное и пластовое давление. При повышении пластового давления выше, чем среднее по высокопроницаемой зоне, останавливают дополнительную нагнетательную скважину. Запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин и запускают остановленные добывающие скважины.

За счет вытеснения нефти вдоль зоны низкой проницаемости и отбора вытесняемой нефти добывающими скважинами удается вовлечь в разработку застойную зону в районе дополнительной нагнетательной скважины и за счет этого повысить нефтеотдачу месторождения.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина 1700 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 30°C, пористость 20%, проницаемость 400 мД, нефтенасыщенность 78%, толщина продуктивного пласта 4,5 м, коллектор - песчаник, вязкость нефти 7 мПа·с, плотность нефти 0,86 г/см³.

На месторождении выделяют зону низкой проницаемости с проницаемостью 80 мД и с размерами 800×300 м.

На фиг. 1 представлена зона низкой проницаемости. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - зона высокой проницаемости, 2 - зона низкой проницаемости, 3, 4, 5 - нагнетательные скважины в зоне высокой проницаемости, 6, 7, 8 - добывающие скважины в зоне высокой проницаемости, 9 - нагнетательная скважина в зоне высокой проницаемости.

Разрабатывают неоднородное нефтяное месторождение. Выделяют на месторождении зоны с высокой 1 и низкой 2 проницаемостью. Отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины 6, 7, 8, закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины 3, 4, 5. Нагнетательные скважины 3, 4, 5 размещают по одну сторону, а добывающие скважины 6, 7, 8 - по другую сторону от зоны низкой проницаемости 2. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной нагнетательной скважины 9 в зоне высокой проницаемости 1 вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости 2 со стороны добывающих скважин 6, 7, 8. Данная зона является застойной. Этой зоны не достигает рабочий агент от нагнетательных скважин 3, 4, 5. Закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину 9 в постоянном режиме и вытесняют нефть из застойной зоны к добывающим скважинам. Добывающую скважину 7, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине 9, останавливают до повышения пластового давления до 15 МПа. Останавливают дополнительную нагнетательную скважину 9, запускают в работу остановленную добывающую скважину 7, а прочие добывающие скважины 6 и 8 вдоль зоны низкой проницаемости 2 останавливают. Дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью до 15 МПа за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины 6 и 8.

В результате удается вытеснить нефть из застойной зоны вдоль зоны низкой проницаемости и отобрать вытесняемую нефть добывающими скважинами. Удается вовлечь в разработку застойную зону в районе дополнительной нагнетательной скважины и за счет этого повысить нефтеотдачу месторождения. Нефтеотдача месторождения увеличивается на 3% и достигает 50%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения.

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют зоны высокой и низкой проницаемости, нагнетательные скважины размещают по одну сторону, а добывающие скважины - по другую сторону от зоны низкой проницаемости, уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной нагнетательной скважины вблизи и напротив центральной части зоны низкой проницаемости со стороны добывающих скважин, закачивают рабочий агент через дополнительную нагнетательную скважину в постоянном режиме, добывающую скважину, ближайшую к дополнительной нагнетательной скважине, останавливают до повышения пластового давления, останавливают дополнительную нагнетательную скважину, запускают в работу остановленную добывающую скважину, а прочие добывающие скважины вдоль зоны низкой проницаемости останавливают, дожидаются восстановления пластового давления на участке с высокой проницаемостью за счет закачки нагнетательных скважин, запускают остановленные добывающие скважины.