Способ разработки нефтяной залежи
Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи применяют замкнутое воздействие на залежь. Нагнетательные скважины размещены по замкнутому периметру , добывающие скважины - внутри этого периметра. Ряды нагнетательных скважин по периметру позволяют получить угол между направлениями вытесняющего агента от смежных рядов, не превышающий 90°, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75% от общих запасов нефти элемента системы разработки
союз советских
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (s>)s Е 21 В 43/30, 43/20
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ
ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ ( :; ÿ iмзд (21) 5017375/03 (22) 16.12.91 (46) 30.06.93. Бюл. N.. 24 (76) Ю.Е. Батурин. (56) Ковалев В.С. и Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем эаводнения. М.:
Недра, 1976, с, 166, Оптимизация плотности сетки скважин (авторы: Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М, и др., Башкирское кн. изд-во, Уфа:
1976, с. 52.
P.ä. 39-0147035-214-86. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М„1986, 254 с.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения коэффициента нефтеотдачи и темпов отбора нефти, а также сокращения отбора попутной воды эа счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков в системе скважин и усиления воздействия на пласт с точки зрения перепадов давления и охвата воздействием.
Предложенное техническое решение в кл ючает зам кнутое воздействие на элемент системы разработки пласта. размещение нагнетательных скважин по замкнутому периметру, добывающих скважин внутри периметра, отличается тем, что нагнетательные скважины размещают так, чтобы направления вытеснения нефти от смежных
„„. Ы „„1825395 А3 (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ
ЗАЛЕЖИ (57) Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи применяют замкнутое воздействие на залежь. Нагнетательные скважины размещены по замкнутому периметру, добывающие скважины — внутри этого периметра. Ряды нагнетательных скважин по периметру позволяют получить угол между направлениями вытесняющего агента от смежных рядов, не превышающий
900, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75 от общих запасов нефти элемента системы разработки. нагнетательных рядов различились не более чем на 900, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75 (, от общих запасов элемента системы разработки.
Среди известных систем площадное воздействие на залежь является наиболее сильным с точки зрения перепада давления на пласт и охвата его воздействием. В силу этих факторов возрастают дренируемые запасы нефти (по сравнению с линейным воздействием гри всех прочих равных условиях), Однако в площадном воздействии очень велика неоднородность фильтрационных потоков в системе скважин.
Практически к каждой добывающей скважине эакачиваемый агент подходит с противоположных сторон. В реальных условиях (эонально неоднородный пласт, неодновременный вврд скважин в эксплуатацию) не1825395
50
55 редки случаи, когда от одной иэ нагнетательных скважин вытесняющий агент подошел к добывающей скважине, а другие нагнетательные скважины, вытесняющие к ней нефть, еще не введены в эксплуатацию.
Это, естественно, сильно понижает нефтеотдачу пласта и темп отбора запасов, вынуждает добывать большие балластные объемы воды, Технико-экономические показатели разработки ухудшаюгся. Как видно, при площадном воздействии с большой неоднородностью фильтрационных потоков вырабатываются все запасы залежи. В линейных системах воздействия значительная часть запасов (30 — 50 P), дренируемых стягивающими рядами, также вырабатывается с большой неоднородностью фильтрационных потоков, помимо этого, указанные запасы удалены от линии нагнетания на значительные расстояния, что понижает охват воздействием, т. е, коэффициент нефтеотдачи. В предложенном техническом решении вырабатываются с больной неоднородностью фильтрационных потоков не более 25 запасов, остальные охвачены практически мономерным сильным воздействием, Это существенно повышает нефтеогдачу пласта и темпы отбора запасов, снижает объемы добываемой баллас|ной воды.
Предложенный способ разработки может быть реализован как на новой, так и на эксплуатируемой залежи нефти. б первом случае размещают на ней ряды нагне-,ательных скважин таким образом, чтобы они образовывали замкнутые элементы (квадраты, шестиугольники, прямоугольниKè). Добывающие скважины размещают s центрах элементов таким образом, чтобы между линиями нагнетания и первыми добывающими рядами находилось не менее 75 (запасов элемен-.а. На разрабатываемом месторождении такие элементы формируют переводом части добывающих скважин под нагнетание, а также бурением дополнительных как добь вающих, так и нагнетательных скважин. Плотность сетки в обоих случаях выбирают по результатам технико-экономичег.ких расчетов.
В качестве примера рассмотрена разработка гипотетической нефтяной залежи с .;онменением известного и предлагаемого
;exн:гческих решений, Геолого-физические св.>.,ства пласта и технико-технологические
or ничения приняты типовыми для гориэона а БС>о Сургутского свода: глубина залегания 2300 м: залежь чистонефтяная; эффективная нефтенасыщенная толщина—
8 м; коэффициенты пооистоати — 25ф,; проницаемости - от 0,5 мкм . начальной нефте5
40 насыщенности — 0,75. песчанистости - 0,65, вытеснения — 0,67, удельной продуктивности — 9,0 т/сут МПа; показатель послойной неоднородности — 0.30; степени прерывистости — 0,6; плотность в поверхностных условиях нефти 0,85, воды — 1.00 т/м; вязкость в пластовых условиях нефти— з.
1,5, воды — 0,5 п Па . с; пересчетный коэффициент для нефти 0,8; давление начальное — 23; насыщения — 13 МПа, начальная температура — 75 С, газосодержание — 55 м 1 г, относительная проницаемость для воды в полностью заводненном пласте — 0.3; давление на забое скважин добывающих 12, нагнетательных - 35 МПа; коэффициент эксплуатации скважин добывающих 0.9, нагнетательных — 0.95; весовая обводненность при отключении добывающих скважин 0.98; коэффициент потерь закачки 0,15; способ эксплуатации — до
30;ь обводненности - фонтанный, далее механизированный (ЭЦН). Среди известных рассмотрено линейное воздействие с трехи пятирядным размещением добывающих скважин. В предлагаемом способе элементы формировались на базе квадратного размещения нагнетательных рядов. Плотность сетки скважин 31 га/скв была одинаковой вс всех случаях. Технологические показатели разработки определены с применением двумерной двухфазной математической модели фильтрации в предположении мгновенного ввода всех скважин участка (50 скважин). По результатам расчетов установлено: применительно к рассмотренным условиям предложенное техническое решение обеспечило по сравнению с известным увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 3-7 пунктов, темпов отбора нефти — в 1,1-2,0 раза, снижение объема попутной воды — в 1,1-1,5 раза, себестоимости — на 207,.
Формула изобретения
Способ разработки нефтяной залежи, включающий замкнутое воздействие на элемент системы разработки пласта с запасами нефти с размещением нагнетательных скважин по зам.,нутому периметру, добывающих скважин — внутри периметра, о т л ич а ю шийся тем, что нагнетательные скважины размещают так, что угол между направлениями вытеснения нефти от смежных нагнетательных рядов не превышает
90О, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75)(, от общих запасов нефти элемента системы разработки.
