Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью

 

Изобретение относится к разработке неоднородного нефтяного месторождения. Цель - повышение нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшение закачки вытесняющего агента. Для этого разбуривают месторождение системой добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают через нагнетательные скважины вытесняющий агент и отбирают продукцию из добывающих скважин. После достижения предельной обводненности добывающие скважины отключают. При этом отбор продукции из добывающих скважин, которые достигли предельной обводненности, осуществляют периодически с однородным снижением объема закачки в нагнетательных скважинах-обводнителях. Периодически осуществляют контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах. При ухудшении характеристики хотя бы в одной из этих скважин по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину с предельной обводненностью пускают в работу . При улучшении характеристик вытеснения эксплуатацию добывающей скважины прекращают. 6 ил. со С

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (st)s Е 21 B 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4699629/03 (22) 31.05,89 (46) 23.11,91. Бюл. М 43 (71) Татарский государственный научно-исс- . ледовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) P.Ã. Абдулмазитов, P.Ã. Рамазанов, P.Х. Муслимов, P.Х, Ахметзянов и А,З. Нафиков (53) 622.276 (088.8) (56) Сургучев M.Ë, Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов,—

М.: Недра, 1985, с.77. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С

ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТ6Ю (57) Изобретение относится к разработке неоднородного нефтяного месторождения.

Цель — повышение нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшение закачки вытесняющего агента. Для этого раэбуриваИзобретение относится к разработке неоднородного нефтяного месторождения и может быть применено на залежах с высоковязкой нефтью.

Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшение закачки вытесняющего агента, На фиг.1 представлена карта разработки участка месторождения по известному способу; на фиг.2 — карта разработки участка месторождения по предлагаемому спосо„„ЯЦ „„16Ô3233 А1 ют месторождение системой добывающих и нагнетательных Скважин. Закачивают через нагнетательные скважины вытесняющий агент и отбирают продукцию из добывающих скважин. После достижения предельной обводненности добывающие скважины отключают. При этом отбор продукции из добывающих скважин, которые достигли предельной обводненности, осуществляют периодически с однородным снижением объема закачки B нагнетательных скважинах-обводнителях. Периодически осуществляют контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах. При ухудшении характеристики хотя бы в одной из этих скважин по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину с предельной обводненностью пускают в работу. При улучшении характеристик вытеснения эксплуатацию добывающей скважины прекращают. 6 ил. бу; на фиг. 3 — 6 — диаграммы, поясняющие предлагаемый способ.

Участок по площади состоит из четырех зон различной проницаемости (а, б, в, г— эоны соответственно с проницаемостями

0,25; 0,5; 0,10; 0,05 мкм ) и разбурен трехрядной системой добывающих и нагнетательных скважин. На фиг.1 и 2 фронт вытеснения (зона наибольших градиентов насыщенности) обозначен линией 1, 1н, 2н— нагнетательные скважины, 1,2,3 — добывающие скважины.

На фиг.3 и 4 изображены характеристики вытеснения двух добывающих скважин

1693233 (М 1 и N." 3, позиции а и б), расположенных вблизи скважины-обводнителя (1н), вида

Q< = f (IgQ®) соответственно при эксплуатации участка с применением известного (фиг,3) и предлагаемого способов (фиг.4), где Qн — накопленная добыча нефти по скважинам и Q>K — накопленная добыча жидкости. Сплошными линиями обозначены фактические характеристики вытеснения, а пунктирными — экстраполяции характеристик вытеснения, полученных до отключения обводненной скважины (фиг,З) и до периодической эксплуатации обводненной скважины (фиг.4), На фиг,5 и 6 приведены графики динамики обводненности добываемой продукции (фиг,5) и водонефтяного фактора (ВНФ) (фиг.б) в зависимости от нефтеизвлечения для случаев применения известного способа (кривая 1) и предлагаемого (кривая 2).

Способ осуществляют в следующей по-следовательности.

Месторождение, представленное неоднородными коллекторами с высоковязкой нефтью, разбуривают проектной сеткой скважин и осуществляют его обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин: определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции скважин, Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на примере элемента 3-рядной системы заводнения, включающего две нагнетательные и три добывающие скважины (фиг.2), Скважины расположены в зонах с различной проницаемостью, и поэтому по продуктивности и приемистости они существенно отличаются одна от другой: лучшая продуктивность у скважины М 2 и худшая у скважины М 3, Среди нагнетательных скважин по приемистости лучшая скважина N 1н, Залежь рассматриваемого участка представлена высоковязкой нефтью (,и=6,0сПа с).

В условиях неоднородного пласта с вы.соковязкой нефтью при закачке воды в нагнетательные и отборе продукции из добывающих скважин. нефть вытесняется прежде всего иэ высокофильтрующейся части пласта, Если в начальной стадии разработки фронт вытеснения характеризуется неравномерностью, связанной с геологическим строением участка месторождения и насыщаЮщих его флюидов, то при замещении нефти водой неравномерность фронта все больше усиливается, Происходит все большее снижение фильтрационных сопротивлений в направлениях высокопроницаемых зон по сравнению с фильтрационными со5 противлениями зон низкой проницаемости из-за более интенсивного снижения вязкости пластового флюида в этих зонах при

55 замещении нефти водой. Скважина N 2, расположенная в высокопроницаемой зоне, обводняется в первую очередь, и после достижения ее предельной обводненности приступают к использованию предлагаемого способа.

С целью предотвращения преждевременного прорыва фронта закачиваемой воды через высокопроницаемую зону (по линии междускважинами N. 1н — N 2 — N 1) и предотвращения защемления нефти по направлению низкопроницаемой части пласта в зоне по линии скважин Nã 1н — N. 1 и обводнения скважины центрального ряда (скважина М 1) обводненную скважину М 2 начинают эксплуатировать периодически, а в нагнетательнук> скважину-обводнительницу N.. 1н уменьшают закачку на объем, равный уменьшению отбора жидкости из скважины М 2 из-за ее периодической эксплуатации. Скважина-обводнительница определяется по данным исследований скважин с использованием индикаторов жидкости, Периодическая эксплуатация скважины N. 2 приводит к уменьшению отбора жидкости, как следствие, уменьшается отбор воды и в то же время "отвлекается" часть закачиваемой воды от скважины N. 1, исключается быстрый прорыв фронта вытеснения по линии скважин N 1н — % 2 — N 1, Часть объема жидкости из потока, направленного от нагнетательной скважины

М 1н по линии скважины N 1н — М 2 — N 1, отбирается скважиной М 2, Это приводит к уменьшению скорости движения жидкости по направлению скважины N 2 — М 1, происходит замедление движения фронта заводнения в этом. направлении, Скорость движения фронта вытесняющего агента в высокопроницаемой зоне в направлении скважин М 1н — М 2 — М 1 замедляется, приходя в соответствие со скоростью движения фронта по направлению скважин

М 1н — 1Ф 1. Благодаря регулирующему действию скважины М 2 за счет отбора лишней жидкости в этом направлении происходит выравнивание фронта движения вытесняющего агента. Скважина N 2 является регулятором движения фронта вытеснения, Происходит выравнивание фронта вытеснения (фиг,2) и, как следствие, уменьшение отбора попутно добываемого вытесняющего агента, 1693233

20

45

55

Контроль за тем, что произошло уменьшение темпа роста обводнениости добываемой продукции (как следствие уменьшения отбора попутно добываемого вытесняющеlo агента), осуществляется по скважинным характеристикам вытеснения окружающих скважин. Контроль проводится путем еженедельных замеров дебитов и обводненности добываемой продукции.

Как видно из фиг,4, использование предлагаемого способа привело к отклонению характеристики вытеснения по скважинам М 1 и ЬЬ 3 в сторону оси накопленной добычи нефти, т.е. произошло увеличение подвижных запасов нефти, темп роста обводнения добываемой продукции снизился.

Это подтверждает необходимость продолжения периодической эксплуатации обводненной скважины М 2. В случае отклонения характеристики вытеснения хотя бы в одной из ближайших скважин по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в сторону оси IgQ> (произошло уменьшение подвижных запасов, увеличился темп обводнения) в момент времени простоя обводненной скважины при дальнейшей эксплуатации участка необходима полная остановка обводненной скважины (М 2), Пример. Осуществление способа рассмотрим на примере залежи нефти (фиг.2), разбуренной по 3-рядной системе с расстоянием между скважинами и между рядами 400 мм. На участке пробурены три добывающие (N 1,2,3) и две нагнетательные скважины (1н, 2н). Средняя проницаемость участка равна 0,225 мкм; Коллекторы насыщены нефтью вязкостью 6,0 сПа.с, Балансовые запасы нефти участка составляют 157 тыс.т. В нагнетательные скважины

1н и 2н ведется закачка агента соответственно с приемистостью 40 и 20 м /сут с давлением на устье 12 МПа. По истечении

11 лет эксплуатации скважина ЬЬ 2 обводнилась закачиваемой водой на 98 . При достижении предельной обводненности в скважине N- . 2 текущая обводненность в скважинах М 1 и М 3 составляла соответственно 89 и 60 . После этого осуществили закачку в нагнетательные скважины раэнотипных индикаторов (например, трития, селитры). По количеству(концентрации) поступающих индикаторов в добывающие скважины в М 1 и N 3 определили долю поступления воды от каждой нагнетательной скважины, т.е. скважины-обводнители.

Установили, что в добывающие скважины N

1 и N 3 со стороны нагнетательной скважины М 1н поступает 83 объема продукции и 17 от скважины N 2í. Скважиной-обводнительницей является нагнетательная скважина М 1н, Обводненную скважину М 2 перевели на периодическую эксплуатацию, в результате чего снизился отбор жидкости через эту скважину на 26 м /сут. На столько же ограз ничили закачку в скважину-обводнительницу М 1н. Объем закачки и уменьшение отбора жидкости за счет периодической эксплуатации скважины N 2 уточнили по результатам фактических показателей работы ближайших добывающих скважин (М 1 и

N 3) после построения характеристик вытеснения.

Из фиг,4 видно, что после использования способа (участок ВС) произошло отклонение характеристик вытеснения по ближайшим скважинам (М 3 и М 1) в сторону оси суммарной добычи нефти. Это подтверждает эффективность проводимых мероприятий, т,е, произошло увеличение подвижных запасов и уменьшение темпов роста поступления воды. 3а период разработки участка по предлагаемому способу произошло существенное уменьшение отбора попутно добываемого вытесняющего агента, Как видно из фиг.6, ко времени достижения нефтеизвлечения по участку 29 водонефтяной фактор составил 12 (кривая

2), Это на 3,3 единицы меньше (15,3), чем при эксплуатации участка с применением известного способа (фиг.6, кривая 1).

По участку в целом для извлечения

46 тыс.т, нефти (произведение балансовых запасов 157 тыс.т. на коэффициент нефтеиз-. влечения 0,29) снижение объема попутно добываемого агента и его закачки за 14 лет составит 138 тыс,т.

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного. месторождения с высоковязкой нефтью, включающий разбуривание его системой добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отключение добывающих скважин после достижения предельной обводненности, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшения закачки вытесняющего агента, после отключения добывающей скважины с предельной обводненностью осуществляют периодический контроль эа характеристиками вытеснения соседних добывающих скважин, при ухудшении характеристики вытеснения хотя бы в одной соседней добывающей скважине по сравне1693233!

I (®

Фиг.2

10

Фиг 3

2,0 нию со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину C предельной обводненностью пускают в работу, при этом осуществляют периодический контроль за соседними скважинами, при улучшении характеристик вытеснения во всех соседних добывающих скважинах по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения для данных геологических условий скважину с предельной обводненностью останавливают, причем при периодической

5 эксплуатации скважины с предельной обводненностью в нагнетательных скважинахобводнителях уменьшают объем закачки вытесняющего агента. t

®гю

1693233

70 о го

И2.

8yO!Î

96

R /г,%

72

30 g, Фо

Фиг.8

Редактор И.Горная

Заказ 4060 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Цн

Составитель B.Êîøêèí

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор- И.Муска