Способ разработки нефтяного месторождения, сложенного послойно-зонально неоднородными пластами

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с закачкой реагентов и м.б. применено на залежах, представленных послойно и зонально неоднородными коллекторами. Цель - повышение нефтеизвлечения за счет увеличения охвата воздействия малопроницаемых зон пласта. Для этого после разбуривания месторождения на участках со слабой гидродинамическрй связью между добывающими и нагнетательными скважинами размещают дополнительные нагнетательные скважины на расстоянии, большем, чем область захвата основной нагнетательной скважины при ее совместной работе с дополнительной . Закачивают в дополнительные скважины химтзческий реагент до прохождения его основных нагнетательных сква жин в объеме, достаточном для обработки высокопроницаемой зоны пласта Осуществляют закачку в основные нагнетательные скважины вытесняющего агента и одновременно закачивают химический реагент в дополнительные нагнетательные скважины в объеме, достаточном для обработки низкопроницаемой зоны пласта 3 ил СЛ С

СОК)Э СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

Я3 „, l 756545 А1 (51)5 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Известен также способ разработки (Л нефтяного месторождейия, согласно кото- 0 рому месторождение разбуривают рядами (Я скважин, производят закачку вйтесняюще- ф го агента в основные," а хймйческого реаген-" (д та в дополнительные нагнетательные скважины,.размещенные между рядом нагнетательных и ближайшим к нему рядом добывающих скважин, и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с закачкой реагентов и может быть применено на залежах, представленных послойно-зонально неоднородными коллекторами, Известен способ разработки газоконденсатной залежи с неоднородными кол.лекторайи путем закачки воды в высокопронйцаемые зоны. осуществление закачки отсейарированного газа через нагнетательные газовые скважины в низко. проницаемые зоны до прорыва воды и

"сухого" газа в добывающие скважины. после чего переводят нагнетательные газовые скважины в добывающие и ведут доразработку залежи на истощение.

Недостатком этих способов является то, что в условиях неоднородной залежи закачиваемые флюиды фильтруются только по определенной части объекта. а малопроницаемые зоны коллекторов из-за больших фильтрационных сопротивлений в обшей

1 .:: " 2 (21)4798630/03 .- ния охвата воздействия малопроницаемых (22) 05,03.90 ..:.: . эон.пласта. Для этого после разбуривания (46) 23Л18.92. Бюл. N 31 " .: месторождения на участках со слабой гид(71)Татарский:государственный научно-йсс-" родинамической связью между добываюледовательский и проектный ийститут неф- щими и нагнетательными "скважинами . тяной промышленности -: размещают дойолнительнйе нагнетатель(72) Р,Г,Абдулмаэитов ..:... ные скважины на расстоянии, большем, чем (56) Патент США .: ... . -. область захвата осйовной нагнетательной

М 3903967. кл. Е 21 В 43/16, 1975.:.:: скважины при ее совместной работе с дополнительной. Закачивают в дополнитель(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ные Скважины химический реагент до

МЕСТОРОЖДЕНИЯ, СЛОЖЕННОГО ПО- прохождения его основных йагйетательных

СЛОЙНО-ЗОНАЛЬНО. НЕОДНОРОДНЫ- .. сква кин в объеме, достаточном для обраМИ ПЛАСТАМИ..... .: ботки высокопроницаемой зоны пласта. (57) Изобретение относится к разработке Осуществляютзакачкувосновные нагнетанефтяных месторождений с закачкой реа- тельнйе скважины вытеСняющего агейта и ф гентов. и м.б. применено на залежах; пред- одновременно закачивают химический реаставленных послойно и зонально . гент в дополнительные нагнетательные неоднородными коллекторами. Цель — по- скважины в объеме. достаточном для обравышение нефтеизвлечения эа счет увеличе- .. ботки низкопроницаемой эоны пласта. 3 ил.

1756545 чем область захвата основной нагнетательной скважины при ее совместной работе с дополнительной, закачивают в дополнительные скважины химический реагент до прохождения его основных нагнетательных скважин.с объеме, достаточном для обра1

55 пластовай системе остаются неохваченными разработкой.

Наиболее близким па технической сущности к предлагаемому является способ,согласно которому послойно неоднородное 5 месторождение разбуривают сеткой добывающих и нагнетательных скважин; создают самостоятельные каналы с пластами; закачивают вытесняющий агент в высоко праницаемый пласт, а реагент — 8 малопро- 10 ницаемый пласт; затем закачивают реагент и вь1тесняющий агент в пласт с меньшей праницаемостью с давлением нагнетания, меньшим; чем производят нагнетание вытесйяющего агента в высокапроницаемый 15 пласт.

Этим способом достигается поставленная цель по увеличению охвата малопроницаема го пласта воздействием в послойно-неоднородном месторождении. 20

Существенным недостатком этого способа является та, чта в условиях послойнозонально неоднородного месторождения, т.е. когда в пластовай системе наблюдается изменение проницаемости пластов как по 25 разрезу скважины, так и па плац(ади месторожденйя, малопроницаемйе эоны отдельных пластов остаются неохваченными воздействием. Закачка вытесняющего агента в высокапроницаемый пласт создает в 30 ней условия (высокое пластовое давление), не позволяющие охватить ее полностью эакачиваемым реагентам.

Целью изобретения является пбвышение нефтеизвлечения за счет повышения ох- 35 вата воздействием малопроницаемых зой пласта.

Указанная цель достигается предлагаемым способом, включающим разбуривание его равномерной проектной сеткой добыва- 40 ющих и нагнетательных скважин, определение гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, нагйетание вытесняющего агента в высокопроницаемые зоны пласта и химиче- 45 ского реагента — в малопроницаемые. по. следний закачивают при давлении, меньшем, чем вытесняющий агент, отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является та, что на участках со 50 слабой гидродинамической связью. между добывающими и нагнетательными скважинами размещают дополнительные нагнетательные скважины на расстоянии, большем. батки высокопроницаемай зоны пласта, и осуществляют закачку в основные нагнетательные скважины вытесняющего агента и одновременно закачку химического реагента в дополнительные нагнетательные скважины в объеме, достаточном для обработки низкопроницаемой зоны пласта;

На фиг,1 представлена схема послойнозонально неоднородной залежи (отбор продукции из всех скважин); на фиг.2 — схема той же залежки (ввод дополнительной нагнетательной скважины, закачка реагента в нее и отбор продукции иэ остальных скважин); на фиг,3- схема той же залежи (нагнетание вытесняющего агента в основную нагнетательную скважину при давлении, большем, чем в дополнительную при закач-.. ке реагента, и отбор продукции).

На.фиг.1 — 3 изображены: 1 и 2 — соответственно основная и дополнительная нагнетательные скважины; 3 и 4 добывающие скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности, Месторождение. представленное паслойно-зонально неоднородными коллекторами, разбуривают проектной сеткой добывающих и нагнетательных.скважин и осуществляют его обустройство. Производят отбор продукции из добывающих сква жин, В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов и производят замеры дебитов скважин. Строят карты разработки и геологические профили между скважинами. Определяют высоКо- и низкопроницаемые зоны пластов.

Предлагаемый способ рассматривают на примере залежи нефти, включающей одну нагнетательную и две добывающие скважины. Скважины вскрыли два пласта, различающиеся проницаемостью как по разрезу, так и по площади (см. фиг.1). Нижний пласт имеет худшую каллекторскую характеристику, чем верхний. Скважина 3 из-за меньшей проницаемости имеет меньший дебит, чем скважина 4. В соответствии с запроектированной системой разработки в залежь планируется производить закачку вытесняющего агента (воду, газ, и др.) и для повышения коэффициента нефтеизвлечения — химический реагент (растворитель, пар, ПАВ и др.) расчетного объема.

По результатам исследования скважин приступают к использованию предлагаемого способа.

На расчетном расстоянии ат основной нагнетательной скважины в малопроницаемай части пластов размещаютдопалнительную скважину 2, Эта скважина может быть

1756545 специально пробуренной, возвращенной с давление в высокопройицаемой части пладругих горизонтов и др. Производят обует- ста до величины, меньшей значения в малоройство и закачивают в нее реагент. проницаемых участках или равной ему.

При закачке реагента фильтрационный Операцию же по созданию повышенного поток формируется в зависимости от кол- 5 пластового давления в высокопроницаемых . лекторской характеристики пластов. В соот- участках пласта в любом случае необходимо ветствии с неоднородностью по производить только"aoefie закачки реагенпроницаемости происходит вытеснение та. нефти. Закачиваемый реагент в большей Пример, Осуществление предлагаестепени фильтруется по высокопродуктив- 10 мого способа рассматривают на примере ной части пластов. Из скважины 1 произво- послойно-зонально неоднородногб участка дят отбор продукции, залежи нефти (см. фиг,1), разбуренной треПосле нагнетания расчетного обьема мя скважинами: одной нагнетательной и реагента и прохождения его через скважину двумя добывающими. Расстояние между

1 последнюю переводят под закачку вытес- 15 скважинами 500 м. няющего;агента с давлением нагнетания, Скважины вскрыли два нефтенасьгщенбольшим, чем рабочее давление в дополйи-:: ных пласта со средней проницаемостью сотельной скважине, При этом максимальное ответственно aepxh1eãî (пласта а) 0,750 пластовое давление будет приходиться на мкм, нижнего (пласт б) 200 мкм . высокофильтрующую часть пласта,: 20 Проницаемость пластов по скважинам 3

Созданная зона повышенного пласто- и 4 составляет соответственно:"йласта а вого давления становится потокоразделяю - 0,200 и 1,300 мкм; пласта б 0,100 и 0,300 щей границей, позволяющей "отсекать" .. мкм .. Из приведенных данных видно. что часть реагента, фильтрующегося по высоко- " участок является послойно-зонально йеопройицаемойчасти пласта. Другая частьза- 25 днородным. Средняя нефтенасыщенная качиваемого реагента направляется в толщина высокопроницаемого пласта а 5,0 сторону малопроницаемых зон пластов. Так м, нижнего б 2,0. Залежь насыщена нефтью как реагент закачивается по всему разрезу вязкостью 150 мПа с. Балансовые запасы продуктивной части пластов, то им охваты- участка 800 тыс.т. После разбуривания уча: вается весь обьем залежи, - 30 стка скважины вступили в эксплуатацию

При необходимости вновь охватить вы- . с безводной нефтью, сокопроницаемый пласт реагентом закачку Проведенными исследованиями (гидровытесняющего агента в дополнительную на-: прослушиванием, пробной закачкой) было гнетательную скважину ведут при меньшем установлено, что между скважинами 1 и 3 или равном давлении с основной. Создание 35 наблюдается слабая гидродинамическая пластового давления требуемой величины в связь. Приемистость нижнего пласта б в 9,5 высокофильтрующей части пласта в зоне раза меньше, чем пласта а. нагнетания основной.нагнетательной сква- На расчетном расстоянии (100 м) от осжины позволяет регулировать продвижение новной нагнетательной скважины в малореагента с вытесняющим агентом в задан- 40 проницаемой части пласта была пробурена ном направлении. дополнительная нагнетательная скважина 2

При закачке под большим давлением в (chh. фиг.2). скважину 1 потокоразделяющая граница Расстояние, на котором необходимо бымежду вытесняющим агентом и реагентом ло ввести дополнительную нагнетательную находится между скважинами. При закачке 45 скважину, определили математическим мовытесняющего агента создается область за- делированием пластовой системы при захвата скважины 1 (см. фиг 3). Поэтому сква- данных забойных давлениях в жину 2 необходимо размещать йа нагнетательных скважинах и получаемой определенном расстоянии, чтобы область зоны захвата скважины 1. захвата скважины 1 не заходила за скважи- 50 По технологической схеме разработки ну 2, В противном случае закачиваемый месторождения в пласты рассматриваемого реагент будет полностью направляться в . участка необходимо закачать реагент по сторону скважины 4. смешивающему вытеснению широкая фракРассмотренная последовательность ция легких углеродов (ШФЛУ) в обьеме 2 операций правомочна при первичном вы- 55 порового объема или 28 тыс,м2. В скважину теснении нефти реагентом. Если же на за- 2 произвели закачку ШФЛУ только в обьеме лежи производилась уже закачка 12,8 тыс.м2, соответствующему 2% объема вытесняющего агента в основную нагнета- пор высокопроницаемой части пласта, а за-. тельную скважину, то нагнетание в нее не- тем перешли на закачку воды с давлением обходимо прекратить и снизить пластовое нагнетания 12 МПа (проектное давление).

1756545

Показатели

Способ стный пре изве длагаемый

1ЧОО 1400

Поровой объем участка, тыс.мз

800 S00

Балансовые запасы, Qt;, Tûñ.ò, Коэффициент вытеснения реагентом, К, 70

Коэффициент охвата воздействием, Кохь

5?,6

Коэффициент нефтеизвлечения, К НО КФ КОХ8

w0 4 . Извлекаемые запасы, Qo Qg Кно тыс т °

Дополнительная добыча нефти, тыс.т.

392

320

72

При появлении растворителя в скважине 1, сеткой добывающих и нагнетательных скваотбор продукции прекратили. После про- жин, определение гидродинамической свя- хождения растворителя через нее скважина зи между добывающими и нагнетательными

1 была введена под закачку воды с давлени- скважинами. нагнетание вытесняющего ем нагнетания 13 — 15 МПа. Закачка воды в 5 агента в высокопроницаемые зоны пласта и скважине 1.в объеме 110 — 115 от отбора химического агента в малопроницаемые жидкости в пластовых условиях производи- при давлении, меньшем, чем вытесняющий лась в течение 4 мес., что позволило превы- . агент, отбор продукции из добывающих сить- пластовое давление, замеренное в скважин. отличающийся тем; что, с скважине 2, на 2,0 МПа. Затем одновремен- 10 целью повышения нефтеизвлечения за счет но с закачкой в скважине 1 была произведе- увеличения охвата воздействием малопрона закачка. остальной части реагента в ницаемых зон пласта, на участках со слабой .скважину 2 (15,2 тыс, м ); - - . гидродинамической связью между добываКак показали исследования, одновре- ющими и нагнетательными скважинами менное нагнетание реагента в скважину 1 и 15 размещают дополнительные нагнетательвытесняющего агента в скважину 1 позволи- ные скважины на расстоянии, большем обла. ло охватйть воздействием малопроницае- сти захвата основной нагнетательной мые зоны :послойно-зонально скважйны при ее совместной работе с донеоднородной залежи. Коэффициентохвата полнительной, закачивают в дополнительпластов воздействием составил 70 f, что на 20 ные скважины химический реагент до

12,4 f, больше, чем по известной технологии прохождения его основных нагйетательмых (см.таблицу).:: :....: ... скважинах в объеме, достаточном для обра. Дополнительная добыча нефти за весь ботки высокапроницаемой зоны пласта, перйод эксплуатации участка 72 тыс.т.. : осуществляют закачку в основные нагнетаФ о р м у л а и з о б р е т е н и я 25 тельные скважины вытесняющего агента и

Способ разработки нефтяного место- одйовременно закачивают химический реарождейия, сложенного послойно-зонально гент в дополнительные нагнетательные . неоднородными пластами, включающий скважины в объеме, достаточном для обра-. разбуривание его равномерной проектной ботки низкопроницаемой зоны пласта, 1756545

Г

Рис. I

0ис. 2 зонА ЛАМАтл

Ir2

Рис. Ъ

Цсоооные обознЯченио: мааопроницаемый Плятт (.. ) высокопооннцаемый ояаст закачка рюаганта. заначка вытесняющага агснта

DTBop продцкции зона IlosblUIGHHot o ллястоооло давюния

Составитель Р.Абдулмаэитов

Техред M.Mîðãåíòàë Корректор H.Ãóíüêî

Редактор .Т. Иванова

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

Заказ 3072 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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