Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти

 

Сущность изобретения: разработка сложнопостроенных водонефтегазовых, недонэсыщенных нефтью, частично насыщенных нефтью, частично выработанных зяпс. жей путем закачки вытесняющего агента через ствол нагнета ельнои скважины н нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины также из нефтеносной по разрезу зоны с проведением мероприятии по ограничению притока на забои добывающей сколжины воды и газа из водо и газоносных зон, а также оттока воды в эти зоны из нагнетательных скважин. Устанавливаю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически связанных через водои/или газоносные по разрезу зо ны, и проводят в добывающих и нагнетатедьных скважинах этой совокупности работы по ограничению связи стволов нагнетательных и добывающих скважин с водои/или газоносными по разрезу зонами . СО с

ГО1ОЭ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕГПУЬЛИК

ГОСУДЯРСТВЕН1ЮЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОспАтеHT сссР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

".41;, „ ОБОЗНАЯ дат - 1 с, Г, i

I3 . :,,й

К ПАТЕНТУ

1 !

,СО Ю

|(Я Ы О

К) > ! с) (21) 5016284/03 (22) 16.12,91 (46) 30.06.93. Бюл. N. 24 (76) Ю.Е, Батурин и В.П. Сонич (56) Совершенствование систем разработки нефтрных месторождений Западной Сибири (авторы: Бадьянов В.А„Батурин Ю.Е., Ефремов Е.Н. идр. Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1975, с, 158--167.

Сургучев М.Л, Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М.: Недра, 1985, с. 165-175.

Р,Д. 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М.: 1986. 254 с. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СРОЖНОПОСТРОЕННОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ (57) Сущность изобретения: разработка сложнопостроенных водонефтегазовых, недонасыщенных нефтью, частично насыщенИзобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения иэ недр путем увеличения коэффициента нефтеиэвлечения и снижения отбора попутной балластной воды эа счет увеличения фильтрационного сопротивления гаэQHîcíой и/или водоносной (по разрезу) зон, через которые гидродинамически связаны нагнетательные и добывающие скважины, Предложенное техническое решение предусматривает закачку вытесняющего агента через ствол нагнетательной скважи,...!Ж, „1825392 A3 (5!)5 Е 21 В 43/20 ных нефтью, частично выработан»ых зале жей путем закачки вытесняющего агента через ствол нэгнета1ельной скважины н нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины также из нефтеноснои по разрезу зоны с проведением мероприятии по ограничению притока на забой добывающей скважины воды и газа из водо- и газоносных зон, а также оттока воды в эти зоны из нлгнетательных скважин. Ус а»поливаю совокупность нагнета1ельных и добь» лющих скважин, гидродинамичсски связа»нык через водо- и/или газоносные по раз и эу зоны, и проводят в добывающих и нагнетательных скважи»ах этои совокупности работы по ограничению связи стволов нагнетательных и доб IB;iso»(ix скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами, ны в нефтеносную по раэрезу зону и отбор нефти через ствол добывающеи скважины из нефтеносной по разрезу эоны, проведение мероприятий по ограничению притока на забой добывающей скважины воды и/или газа иэ водо- и/или газоносных по разрезу эон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин. Отличается от прототипа тем, что на объекте разработки устанавливают совокупность скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, а мероприятия по ограничению притока на забои скважин и оттока нагнетаемого агента проводят в добывающих

1825392 и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничения связи стволов нагHpòëòåëüíûõ и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносньIMH по разрезу зонами.

Установив совокупность нагнетательных и добывающих скважин. гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные зоны, работы llo ограничению связи стволов с зонами проводят только в этой совокупности, Тем самым устраняется непроизводительная утечка реагента в посторонние зоны пласта и в максимально возможной степени увеличивается фильтрационное сопротивление водо- и/или газоносных эон. Последнее обусловлено большим удельным весом приэабойных эон скважин в общем фильтрационном сопротивлении потоку от нагнетательной скважины к эксплуатационной (70-80 ).

Следовательно, ограничение связи стволов скважин с водо- и/или газоносными зонами обеспечивает увеличение фильтрационного сопротивления этих эон почти на порядок и выравнивает их по этому параметру с нефтяными зонами. За счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков сокращается отбор балластной воды и увеличивается коэффициент нефтеиэвлечения, Реализуют предложенное техническое решение следующим образом.

Общепринятыми методами проектируют для залежи систему заводнекия. Схему воздействия и плотность сетки скважин выбирают по результатам технико-экономических расчетов. Бурят скважины, проводят в них комплекс геофизических исследований (ГИС), с помощью которого определяют емкостно-фильтрационные параметры продуктивных прослоев. По полученной информации строят геолого-статистический разрез (ГСР). С его помощью или традиционными геологическими методами определяют принадлежность продуктивных пропластков к морфологически единым комплексам пород. С их помощью. зная положения ВНК и/или ГНК, а также планируемые интервалы перфорации в скважинах, беэ труда определяют связанные по коллектору зоны между нагнетательными и добывающими скважинами. В процессе эксплуатации они и будут гидродинамически связанными зонами, т. е. являются объектами воздействия иэ стволов скважин. В настоящее время отсутствуют надежные методы изоляции водо- и/или газоносных зон в необсажен н ых скважинах. В обсаженных такое воздействие возможно путем предварительного вскрытия этих зон, закачки в них реагента и последующей изоляции

Э

55 интервалов перфорации. Если в гидродинамически связанной зоне связь по коллектору между нефтеносной и водо- и/или газоносной зонами имеется только в добывающей скважине, мероприятия по изоляции проводят в ней, если такая связь имеется только в нагнетательной скважине, то мероприятия по изоляции проводят только в последней, а если связь имеется во всех скважинах, мероприятия по изоляции проводят одновременно в добывающей и нагнета ельной скважинах. В варианте беэ изоляции требуется периодическая подкачка реагента во вскрытые интервалы пласта.

В подавляющем большинстве скважин воздействие на водо- и/или газоносные зоны до начала эксплуатации скважин не проводят. В этом случае воздействие на них осуществляют через интервалы перфорации нефтяной зоны. В силу большого различия водоносной, газоносной и нефтеносной зон по фильтрационному сопротивлению, закачиваемый реагент поступает в первую очередь в газоносные и водоносные зоны. B зависимости от reonoro-физических условий пласта используют те или иные известные закрепляющие составы для изоляции газовых и водяных эон: АСВ, ГТИ-3, ВТС вЂ” 1, ВТС-2. ВУС, ГОС. AKOP, AKOP — Б100, ВГС1, ВГС-2, ПДС и т, д.

В качестве примера рассмотрена разработка участка из 12 скважин водонефтегаэовой залежи пласта АС1о Лянторского месторождения Западной Сибири. Исходные геолого-физические параметры пласта и технологические ограничения: глубина залегания — 2075 м; абсолютная отметка ВНК вЂ” 2048, ГНК вЂ” 2033 м; эффективная толщина зоны газовой — 7,6, нефтяной 6,4, водяной—

5,7 м; коэффициент песчанистости — 0,47, расчлененности — 1,39, пористости — 25 (,, проницаемости — 0,414 мкм, начальной

2 нефтенасыщенности — 0,68, начальной газонасыщенности — 0.70, насыщенности газовой шапки нефтью — 0.03, удельной продуктивности — 3.2 т/суг . МПа ° м; начальные температура пласта — 61.5 С, пластовое давление — 21.4 МПа. давление насыщения — 13.4 МПа; вязкость в пластовых условиях нефти — 5.56, воды — 0.5, газа—

0.025 m0A с; плотность в поверхностных условиях нефти — 0.915. воды — 1.017 т/м; газосодержание — 52.5 м /т; система разме з щения скважин — площадная обращенная девятиточечная, плотность сетки — 16 га/скв, вскрыто 1/3 нефтяной зоны в ее цвнтре; давление нв устьях скважин нагнвтательных — 12, добывающих — 1,5 МПа; обводненность при отключении скважин—

0.995. Определение технологических покэ1825392

Формула изобретения

Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти путем закачки вытесняющего агента через ствол нагнетательной

Составитель Ю.Батурин

Редактор Т.Ходакова Техред М.Моргентал Корректор М,Самборская

Заказ 2233 Тираж Подписное

BHHNllUI 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 зателей разработки проведено с использованием физически содержательной математической модели трехмерной трехфазной фильтрации. По результатам расчетов было установлено, что по сравнению с известным способом применение предложенного технического решения в рассмотренных геолого-физических условиях привело к возрастанию коэффициента нефтеизвлечения на 3.4 пункта, балластный отбор воды понизился в 1.7 раза,себестоимостьдополнительной добываемой нефти несколько ниже себестоимости добычи нефти при разработке аналогичной чистонефтяной залежи с применением метода эаводнения, скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу эоны с проведением мероприятий по ограниче5 нию притока на забой добывающей скважины воды и/или газа иэ водо- v/èëè газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе экс10 плуатации скважин, о г л и ч а ю шийся тем, что устанавливают совокупность скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, а мероприятия по ограничению притока на

15 забой скважин и оттока нагнетаемого агента проводят в добывающих и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничения связи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо20 и/или газоносными по разрезу зонами.