Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к способу разработки нефтяного месторождения. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины и перевод части добывающих скважин в нагнетательные. Разработку участка месторождения ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% и добычи от 15 до 20% 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 68-79% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме. При достижении заданных условий проводят перевод добывающих скважин под нагнетание на каждом участке месторождения.

 

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

Известен способ разработки нефтяного месторождения, 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, при котором 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. (Патент РФ №2590965, опубл. 10.07.2016 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины и перевод части добывающих скважин в нагнетательные, согласно изобретению разработку участка месторождения ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% и добычи от 15 до 20% 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 68-79% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме.

Сущность изобретения

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

Разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% и добычи от 15 до 20% 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 до 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% и добычи от 15 до 20% 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 68-79% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме, при достижении заданных условий проводят перевод следующих добывающих скважин под нагнетание на каждом участке месторождения.

Примеры конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1570-2250 м, начальное пластовое давление 17,5-18,5 МПа, начальная пластовая температура 40°С, толщина продуктивного пласта от 2 м, пористость 20%, проницаемость 250-350 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 4-5 м³/сут.

Разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 9-11 МПа по залежи, т.е. 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% по скважинам и добычи не более 15-20% извлекаемых запасов. При разработке эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита порядка 3 м³/сут, максимальной обводненности порядка 70% и минимального пластового давления порядка 9-10 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%. При достижении заданных условий проводят перевод следующей добывающий скважины под нагнетание, и так далее на каждом участке месторождения.

Нефтеотдача месторождения 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.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины и перевод части добывающих скважин в нагнетательные, разработку участка месторождения ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 40-70% от начального, обводненности добываемой продукции 70-90% и добычи от 15 до 20% 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 68-79% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме, при достижении заданных условий проводят перевод следующих добывающих скважин под нагнетание на каждом участке месторождения.