Способ разработки нефтяной залежи

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (s1)s Е 21 В 43/20, 43/26

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ4ЕТЕЛЬСТВУ (21) 4904419/03 (22) 22.01,91 (46) 07.04.93. Бюл. М 13 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) С.В,Константинов, С.А.Жданов, B,Н.Артемьев и О,А.Московцев (56) Патент СССР N 1072332, кл. Е 21 В 43/24,1978. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта. Цель — повышение нефтеотдачи за счет регулирования фронта вытеснения и увеличение темпа разработки за счет интенсификации работы скважин. Для этого до расстановки скважин определяют азимут трещинообразования при гидроразрыве пласта. ОсущеИзобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет регулирования фронта вытеснения и увеличения темпа разработки за счет интенсификации работы скважин.

Цель достигается тем, что по способу разработки до расстановки скважин определяют азимут трещинообразования при

„„Я „„1807209 А1 ствляют расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута. Проводят первичный гидроразрыв пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью от 10 до

20% от расстояния между скважинами. Периодически определяютдебити наличие вытесняющего агента в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. После прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей . приемистостью. Операции гидрораэрыва .повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи, с

ЬЭ

О гидроразрыве пласта, осуществляют расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута, проводят первич- ный гидроразрыв пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью от 10 до 20% от расстояния между скважинами, периодически определяют дебит и наличие вытесняющего агента, в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, после прекращения влияния пер1807209 вичнэго гидроразрыва проводят повторный гидрораэрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей приемистостью, операции гидрораэрыва повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи.

Пример конкретного выполнения. 10

При составлении технологической схемы разработки опытного участка пласта A12

Приобского месторождения была запроек- тирована трехрядная блоковая система скважин с треугольной сеткой 500 х 500 м.

До расстановки добывающих и нагнетательных скважин проводят гидроразрыв пласта, после чего определяют азимут трещинообразования при гидроразрыве. Затем осуществляют расстановку добывающих и 20 нагнетательных скважин вдоль азимута.

При разбуривании залежи во всех 16 добывающих и 12 нагнетательных скважинах при их заканчивании провели первичный гидрораэрыв пласта. Технология.25 гидрораэрыва была спроектирована таким образом, чтобы протяженность трещин была оптимальной для данного пласта в соответствии с расчетом на математической модели. При этом ряд трещин имел протя- 30 женность 50 м, что составляет 10 от расстояния между скважинами, некоторые трещины достигали протяженности 100 м, что составляет 20 от расстояния между скважинами. Для обеспечения эффективно- 35

ro крепления трещин гидроразрыва на за- данную глубину осуществляли закачку 10-18 т кварцевого песка с его концентрацией от

100 до 400 кг/м . Среднее устьевое давление закачки составляло 35 — 40 МПа, темп 40 закачки 2 — 2,5м /мин. В качестве жидкости з — песконосителя использовали полиэмульсию ПЭГН-1;

Через 2-3 г технологический эффект от первичного гидроразрыва во всех скважи- 45 нах прекратился. Для определения прекращения эффекта периодически определяли дебит добывающих и приемистости нагнетательных скважин, наличие воды (вытесняющего агента) в продукции добывающих 50 скважин.

После прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, начиная со скважин с меньшей продуктив- 55 ностью(скважина сдебитом бт/сути кончая скважиной с дебитом 11 т/сут).

Также повторный гидроразрыв проводят в нагнетательных скважинах, начиная со скважин с меньшей приемистостью (80 м /сут) и кончая скважиной с приемистостью

120 мз/сут

Гидрораэрыв периодически повторяли

4 раза, после чего технологический эффект от его проведения перестал экономически оправдывать затраты. Таким образом, операции гидроразрыва повторяют до прекращения влияния на показатели разработки залежи, Реализация технологической схемы с гидроразрывом пласта позволила в 2,3 раза увеличить темп разработки залежи по сравнению с технологией без гидроразрыва и повысить коэффициент конечной нефтеотдачи с,0,33 (без гидроразрыва) до 0,4, Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий расстановку добывающих и нагнетательных скважин, проведение гидроразрыва пласта, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины и о отбор флюида через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет регулирования фронта вытеснения и увеличения темпа разработки эа счет интенсификации работы скважин, до расстановки скважин определяют .азимут трещинообразования при гидроразрыве пласта, осуществляют расстановку добывающих и нагнетательных скважин вдоль азимута, проводят первичный гидроразрыв пласта во всех добывающих и нагнетательных скважинах при их заканчивании с созданием закрепленных трещин протяженностью 10 — 20% от расстояния между скважинами, периодически определят дебит и наличие вытесняющего агента в продукции добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин, после прекращения влияния первичного гидроразрыва проводят повторный гидроразрыв в добывающих скважинах, не содержащих в продукции вытесняющего агента, начиная со скважин с меньшей продуктивностью, и в нагнетательных скважинах. начиная со скважин с меньшей приемистостьк>; операции гидроразрыва повторяют до прекращения его влияния на показатели разработки залежи,