Способ разработки многопластовой залежи нефти, предельно насыщенной парафином
(19)SU(11)1009126(13)A1(51) МПК 6 E21B43/20(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯк авторскому свидетельствуСтатус: по данным на 27.12.2012 - прекратил действиеПошлина:
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, ПРЕДЕЛЬНО НАСЫЩЕННОЙ ПАРАФИНОМ
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способу разработки многопластовых месторождений нефти, предельно насыщенной парафином. Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов, предусматривающий разбуривание залежи равномерной сеткой скважин и выбором под нагнетание скважин, которые в наибольшей степени связаны с окружающими добывающими скважинами по аналогии типа разреза продуктивного горизонта, что позволяет повысить охват пластов заводнением. Основным недостатком данного способа является то, что он предусматривает разбуривание всей залежи единой сеткой скважин, что в случае аномальных свойств нефти требует использования в качестве вытесняющего агента горячей воды во всех нагнетательных скважинах. Другим недостатком способа является то, что выбор под нагнетание скважины, которая в наибольшей степени связана с окружающими добывающими скважинами, приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин по высокопроницаемым пластам и в итоге к уменьшению конечной нефтеотдачи. Известен способ разработки многопластовой залежи нефти предельно насыщенной парафином путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины и добычи нефти из добывающих скважин. Основным недостатком рассматриваемого способа является то, что в нем предусматривается закачка горячей воды в нагнетательные скважины, расположенные по всей залежи, что не только повышает себестоимость добываемой нефти, но и удлиняет срок ввода месторождения в эксплуатацию из-за сложности подготовки больших объемов горячей воды. Кроме того, использование в данном случае традиционного внутриконтурного заводнения путем разрезания залежи рядами нагнетательных скважин на блоки и расположения параллельно этим рядам добывающих скважин внутри блоков не позволяет достигнуть высокого коэффициента охвата пластов процессом вытеснения и приводит в итоге к снижению конечной нефтеотдачи. Это происходит из-за того, что в случае расположения высокопродуктивных зон между рядами нагнетательных скважин, их разработка ведется практически без поддержания пластового давления и, следовательно, на режиме истощения, так как активного воздействия процессом вытеснения на пласты этих зон достигнуть невозможно вследствие низкой скорости продвижения фронта вытеснения по пластам низкопродуктивных зон и больших отборов нефти из добывающих скважин высокопродуктивных зон. Кроме того, при этом существует возможность прорыва закачиваемой воды по отдельным высокопроницаемым пластам низкопродуктивной зоны к забоям добывающих скважин высокопродуктивной зоны, что приводит не только к быстрому обводнению этих скважин, но и к уменьшению охвата воздействием их, снижению текущих отборов нефти и конечной нефтеотдачи обеих зон. В случае расположения нагнетательных скважин в высокопродуктивных зонах закачиваемая вода продвигается только в пределах этих зон, а низкопродуктивные зоны разрабатываются без поддержания пластового давления с переходом на режим истощения, к образованию застойных зон и уменьшению конечной нефтеотдачи. Целью изобретения является увеличение коэффициента охвата заводнением и экономии энергозатрат. Эта цель достигается тем, что в способе разработки многопластовой залежи нефти, предельно насыщенной парафином, путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины и добычи нефти из добывающих скважин в высокопродуктивные зоны пласта нагнетают холодную воду и разработку высокопродуктивных и низкопродуктивных зон ведут самостоятельными сетками скважин одновременно. Известно, что разработка залежей нефти с аномальными свойствами должна осуществляться при поддержании пластового давления и температуры путем закачки в пласты носителя тепла (например, горячей воды), имеющего в призабойных зонах пласта температуру не ниже начальной пластовой. Известно также, что при закачке в пласты таких залежей холодной воды в пористой среде из нефти выпадают парафин, смолы, асфальтены. Размеры кристаллов парафина соизмеримы с размерами пор. Поэтому в пластах низкой проницаемости это приводит к накоплению парафина в пористой среде, закупорке пор, резкому увеличению фильтрационных сопротивлений потоку жидкости в самих пластах, снижению эффективности внутриконтурного заводнения, уменьшению добычи нефти, текущей и конечной нефтеотдачи. В участках пластов высокой проницаемости кристаллы выпавшего из нефти парафина меньше размера пор. Парафин фильтруется вместе с нефтью при вытеснении ее закачиваемой водой до забоев добывающих скважин. В этом случае накапливание парафина может происходить в призабойных зонах вблизи скважин. Для устранения отрицательного последствия от накопления парафина в призабойных зонах пласта успешно применяются методы тепловой обработки забоев добывающих скважин. Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. После открытия нефтяной залежи производят ее разведку бурением разведочных скважин, количество которых определяется формой и размерами самой залежи. Наличие в пределах залежи высокопродуктивных зон, образующихся за счет слияния высокопроницаемых пластов большой толщины, выполняется уже при бурении разведочных скважин. Для уточнения границ этих зон в процессе пробной эксплуатации скважин пpоизводят гидропрослушивание пластов и при необходимости бурение дополнительных разведочных скважин. После получения необходимой информации о коллекторских свойствах пластов и насыщающих их флюидов, выявления аномальных свойств нефти определяют и утверждают балансовые запасы нефти отдельно по выявленным высокопродуктивным и низкопродуктивным зонам и в целом для нефтяной залежи. Составляют технологические схемы разработки высокопродуктивных и низкопродуктивных зон. Для высокопродуктивных зон проектируют законтурное и внутриконтурное заводнение в условиях закачки только холодной воды. Расположение добывающих и нагнетательных скважин, объемы добычи жидкости, нефти и закачки воды определяют с помощью аналоговых или цифровых вычислительных машин. Высокопродуктивные зоны обустраивают, разбуривают и вводят в разработку самостоятельно и в первую очередь, не дожидаясь подготовки горячей воды для использования ее при разработке низкопродуктивных зон. При разбуривании высокопродуктивных зон залежи производят уточнение их границ, так как бурение скважин должно осуществляться в основном перпендикулярно направлению распространения этих зон. Проектирование, разбуривание и разработку низкопродуктивных зон осуществляют в условиях поддержания пластового давления и пластовой температуры путем внутриконтурной закачки только горячей воды. Положение добывающих и нагнетательных скважин, технологические показатели разработки низкопродуктивных зон определяют также с помощью аналоговых или цифровых вычислительных машин. Низкопродуктивные зоны разрабатываются при закачке в нагнетательные скважины горячей воды с целью поддержания пластового давления и пластовой температуры. На фиг. 1 приведена схема нефтяной залежи с выделенными высокопродуктивными зонами пластов (пачек), имеющих высокие коллекторские свойства и большие толщины. На фиг.2 показана схема разработки выбранного в качестве примера участка залежи, отмеченного на фиг.1. На фиг.1 и 2 приняты следующие условные обозначения: ------ внешний контур нефтеносности; --- внутренний контур нефтеносности; 
высокопродук- тивная зона слияния пластов (пачек) с высокими коллекторскими свойствами и боль- шими толщинами; 
низкопро- дуктивная зона пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами (с низкой проницаемостью);
разведочная скважина;
законтурная (приконтурная) нагнетательная скважина;
внутриконтурная нагнетатель- ная скважина для закачки холодной воды;
внутриконтурная нагнетатель- ная скважина для закачки горячей воды;
добывающая скважина;
область активного воздейст- вия заводнением;
область пассивного воздейст- вия заводнением. При разработке высокопродуктивных зон нагнетаемая холодная вода будет не только вытеснять аномальную нефть к рядам добывающих скважин, как это видно из фиг. 2, но и станет воздействовать на пласты низкопродуктивных зон на границе с высокопродуктивной зоной. В результате произойдет снижение температуры низкопродуктивных пластов и, как следствие, выпадение из нефти парафина, который закупорит поровое пространство низкопроницаемых пластов и создаст фильтрационный барьер, дополнительно (помимо естественного изменения проницаемостной неоднородности пластов) отделяющий рассматриваемые зоны. Если нагнетаемая в высокопродуктивной зоне холодная вода будет внедряться в низкопродуктивную зону по отдельным высокопроницаемым слоям, которые образовались на границе двух зон в результате расчленения слившейся пачки на отдельные пласты и распространились на низкопроницаемую зону, то она (вода) встретит сопротивление со стороны нагнетательных скважин, в которые будет закачиваться горячая вода и которые с этой целью следует размещать частично ближе к границе двух зон (см. фиг.2). Для высокопродуктивных зон предполагается сочетание внутриконтурного и законтурного заводнения при расположении рядов нагнетательных и добывающих скважин вкрест распространения этих зон. Такое расположение скважин позволяет достигнуть коэффициент охвата пластов процессов вытеснения для относительно однородных высокопродуктивных зон порядка 0,8-0,9. Кроме того, раздельные системы разработки высокопродуктивных и низкопродуктивных зон позволяют использовать для высокопродуктивных зон в качестве вытесняющего агента холодную воду, что не только удешевляет себестоимость добываемой нефти, но и способствует значительному уменьшению срока ввода этих зон в разработку. Разработку низкопродуктивных зон намечается вести с использованием традиционных систем размещения добывающих скважин, например, при площадном очаговом или другом заводнении с учетом границ распространения этих зон. В нагнетательные скважины этих зон производят закачку только горячей воды, поэтому самостоятельный ввод низкопродуктивных в разработку начинается только после подготовки мощностей для подогрева воды. Использование самостоятельной системы разработки низкопродуктивных зон также позволит повысить охват пластов процессом вытеснения, а следовательно, увеличить конечную нефтеотдачу. Способ разработки неоднородной залежи аномальных нефтей путем заводнения высокопродуктивных зон холодной водой и низкопродуктивных зон горячей водой и разработкой этих зон самостоятельными взаимно увязанными системами размещения добывающих и нагнетательных скважин, определенными конфигурацией границ зон позволяет увеличить охват пластов процессом вытеснения, а следовательно, увеличить добычу нефти, текущую и конечную нефтеотдачу. Использование холодной воды в качестве вытесняющего агента в высокопродуктивных зонах позволит не только снизить себестоимость добываемой нефти и значительно сократить срок ввода залежи в разработку, но и уменьшить энергозатраты.
Формула изобретения
РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Номер и год публикации бюллетеня: 36-2000
Извещение опубликовано: 27.12.2000
