Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - увеличение нефтеотдачи пластов за счет регулирования насыщенности в пласте вблизи добывающих скважин. Нефть извлекают через добывающие скважины и нагнетают в залежь вытесняющий нефть агент через нагнетательные скважины. Проекции забоев нагнетательных и добывающих скважин на горизонтальную плоскость образуют систему обращенных элементов площадной системы. Одновременно воздействуют на призабойные зоны пласта группы добывающих и нагнетательных скважин. На залежи выбирают, по крайней мере, два смежных элемента обращенной системы. По одному из элементов компенсация отборов жидкости из залежи объемами нагнетаемого агента в пластовых условиях больше, чем в другом. Воздействие на призабойные зоны пласта осуществляют по скважинам того элемента, где компенсация отборов меньше, чем в смежном элементе. Данный способ позволяет при высоких т-рах отбора жидкости из залежи эффективно производить регулирование насыщенностью в пласте и увеличить текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов за счет регулирования насыщенности в пласте вблизи добывающих скважин. В способе разработки нефтяной залежи, заключающемся в извлечении нефти из залежи через добывающие скважины и нагнетание в залежь вытесняющего нефть агента, например, воды через нагнетательные скважины, причем проекции забоев нагнетательных и добывающих скважин на горизонтальную плоскость образуют систему обращенных, например, семиточечных элементов площадной системы, одновременном воздействии на ПЗП группы добывающих и нагнетательных скважин, на залежи выбирают, по крайней мере, два смежных элемента обращенной системы, по одному из которых компенсация отборов жидкости из залежи объемами нагнетаемого в залежь агента в пластовых условиях больше, чем в другом, а воздействие на ПЗП осуществляют по нагнетательной скважине того элемента, по которому компенсация отборов меньше, чем в смежном элементе. На чертеже изображена схема реализации способа. Пример реализации способа. На чертеже изображены проекции забоев на горизонтальную плоскость скважин двух смежных элементов. Добывающие скважины I (I' и I") и нагнетательные скважины 2 и 3 образуют систему семиточечных обращенных элементов. Смежные элементы выбирают таким образом, чтобы компенсация отборов жидкости из залежи объемами нагнетаемой воды были больше, например, в элементе с нагнетательной скважиной 2, чем в элементе с нагнетательной скважиной 3. Компенсацию отборов нагнетаемой водой в пластовых условиях рассчитывают известными методами, например, путем деления объемов нагнетаемой в элемент воды на объем отобранной с начала разработки элементов жидкости в пластовых условиях, либо методами двумерного математического моделирования процесса двухфазной фильтрации. В этом случае к скважинам I' и I" фронт нагнетаемой воды подойдет с опережением от нагнетательной скважины 2, а в зоне между скважинами I' и I" и 3 будет зона повышенной нефтенасыщенности "застойная зона" 4. С целью интенсификации процесса разработки воздействуют на ПЗП добывающих скважин I (включая I' и I"), а на ПЗП нагнетательных скважин только нагнетательной скважины 3. Воздействие на ПЗП добывающих скважин можно осуществлять водными растворами кислот, например, глинокислоты. По нагнетательной скважине 3 воздействуют на ПЗП малообъемными оторочками ПАВ или их композициями, или водными растворами кислот. При этом подбирают химреагенты таким образом, чтобы обеспечить увеличение объемов нагнетания до уровня или превышающего объемы по нагнетательной скважине 2. В результате этого "застойная зона" 4 (зона повышенной нефтенасыщенности) начнет перемещаться более интенсивно к забоям добывающих скважин I' и I", по этим скважинам снизится обводненность, выработка запасов будет осуществляться при меньшем водонефтяном факторе. Расчеты, проведенные с помощью двумерных математических моделей двухфазной фильтрации, показали, что за счет реализации способа можно увеличить КНИ на 3-5% Технологический режим способа. Залежь пластовая сводовая, сложена песчаноглинистыми породами. Средняя нефтенасыщенная толщина 8,5 м, коэффициент песчанистости 0,31; расчлененности 6,3, пористость 26,5% проницаемость 0,49 мкм² в северной и западной частях структуры разрабатывается с применением обращенной площадной семиточечной системы. На западной части залежи выбраны два смежных площадных элемента с разной компенсацией отборов закачкой. Так по элементу N 1 компенсация отборов закачкой составляет в пластовых условиях 110% по элементу N 2 90% По нагнетательной скважине 3 элемента N 2 среднесуточная приемистость составляет 550 м³/сут. Низкая компенсация отборов закачкой воды по этой ячейке связана с тем, что через нагнетательную скважину 3 воду в залежь начали нагнетать на 12 месяцев позже, чем в скважину 2 элемента N 1. Дефицит объема нагнетаемой воды по элементу N 2 составляет около 200 тыс.м³. Расчеты, проведенные с применением метода математического моделирования процесса двумерной двухфазной фильтрации в реальных геологических условиях выбранных элементов, показали, что между добывающими скважинами I',I" и нагнетательной скважиной 3 имеется зона повышенной нефтенасыщенности. Добывающие скважины 1 работают со среднесуточным дебитом жидкости в пластовых условиях в среднем 180 м³/сут на 1 скважину. Как показали гидродинамические исследования добывающих скважин, ПЗП в скважинах засорены и требуют специального воздействия на них. На основании опыта применения методов воздействия на ПЗП добывающих скважин, одним из известных доступных и эффективных скважин являются известный метод с применением 12% соляной кислоты, которая обеспечивает увеличение коэффициента продуктивности для коллекторов на рассматриваемых в среднем на 15% Воздействие на ПЗП добывающих скважин 1 растворами кислот позволит увеличить по ним дебит жидкости в среднем на 27 м³/сут на скважину. По элементу N 1 с нагнетательной скважиной 2 на ПЗП нагнетательной скважины не воздействуют. В результате по элементу N 1 при сохранении средней приемистости по нагнетательной скважине 2 после проведения воздействия на ПЗП добывающих скважин 1 возникает дефицит объема нагнетания 70 м³/сут для полной текущей компенсации отборов нагнетаемой водой. По элементу N 2 с нагнетательной скважиной 3 производят воздействие на ПЗП нагнетательной скважины 3 известными способами, например, воздействием на ПЗП 12% раствором соляной кислоты и нагнетанием ПАВ 5-10% из расчета, примерно, 10 т ПАВ типа ОП-10 на 1 м толщины пласта. Как показали промысловые исследования, за счет этих технологий можно увеличить коэффициент приемистости в среднем на 30% Таким образом, приемистость скважины 3 элемента N 2 после воздействия на ПЗП составит 715 м³/сут. С целью увеличения компенсации отборов нагнетаемой водой по элементу N 2 на ПЗП добывающих скважин этого элемента, за исключением скважин I' и I" не воздействуют на начальном этапе. В результате такого системного воздействия дефицит накопленного объема нагнетаемой воды элемента N 2 с нагнетательной скважиной 3 по сравнению с элементом N 1 с нагнетательной скважиной 2 будет полностью ликвидирован за 2,2 года. В течение этого времени зона повышенной нефтенасыщенности 4 сместится в район добывающих скважин I' и I" за счет увеличения градиента давления между нагнетательной скважиной 3 элемента N 2 и этими добывающими скважинами по сравнению с градиентом между нагнетательной скважиной 3 и добывающими I и I" Затем производят воздействие на ПЗП остальных добывающих скважин элемента N 2. Таким образом, способ позволит при высоких температурах отбора жидкости из залежи эффективно производить регулирование насыщенностью в пласте и увеличивать текущий и конечный КНИ.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий извлечение нефти через добывающие скважины и нагнетание в залежь вытесняющего нефть агента через нагнетательные скважины, причем проекции забоев нагнетательных и добывающих скважин на горизонтальную плоскость образуют систему обращенных элементов площадной системы, одновременное воздействие на призабойные зоны пласта (ПЗП) группы добывающих и нагнетательных скважин, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пластов за счет регулирования насыщенности в пласте вблизи добывающих скважин, на залежи выбирают, по крайней мере, два смежных элемента обращенной системы, по одному из которых компенсация отборов жидкости из залежи объемами нагнетаемого агента в пластовых условиях больше, чем в другом, и воздействие на ПЗП осуществляют по скважинам того элемента, где компенсация отборов меньше, чем в смежном элементе.

РИСУНКИ

Рисунок 1

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 32-1998

(73) Патентообладатель:ЗАО "АРВИК"

Договор № 7023 зарегистрирован 22.04.1998

Извещение опубликовано: 20.11.1998        

---