Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи. В способе разработки нефтяной залежи отбирают нефть через добывающие скважины, переводят часть добывающих скважин в нагнетательные и закачивают рабочий агент через нагнетальные скважины. На залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50 - 0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные. Формируют ряды нагнетательных скважин перпиндикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14 - 1,15 г/см³. В качестве рабочего агента используют, в частности, турнейскую воду с плотностью 1,14 - 1,15 г/см³, закачку рабочего агента производят циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10 - 20 сут. 1 з. п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2] Известный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и несколько повысить нефтеотдачу залежи, однако он мало применим при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи с коллектором, имеющим естественные протяженные трещины вдоль разломов, образованных сбросовыми явлениями, и с пластом, имеющим пониженные и повышенные участки.

В этом случае закачиваемый рабочий агент поглощается трещинами и не оказывает вытесняющего поршневого действия на нефть. Повышенные участки пласта ведут себя как изолированные самостоятельные объекты разработки и не воспринимают поршневого воздействия закачиваемого рабочего агента. Все это приводит к снижению нефтеотдачи залежи.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи сложнопостроенной нефтяной залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, на залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, на которых определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50-0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные, формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14-1,15 г/см³ циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10-20 сут.

В качестве рабочего агента плотностью 1,14-1,15 г/см³ используют турнейскую пластовую воду.

Существенными признаками изобретения являются: отбор нефти через добывающие скважины; перевод части добывающих скважин в нагнетательные; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; выделение на залежи зон разработки, ограниченных пониженными участками пласта, насыщенных водой; определение на участках разработки направления естественной трещиноватости, образованного вертикальными разломами; отбор нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления 0,50-0,65 от начального пластового давления; перевод в нагнетательные скважины до 20% фонда добывающих скважин; формирование рядов нагнетательных скважин перпендикулярно направлению естественной трещиноватости; выбор для перевода добывающих скважин с перфорацией в зоне повышенной проницаемости нефтеносного пласта или дополнительная перфорация скважины в зоне повышенной проницаемости или в водоносной зоне; использование в качестве рабочего агента воды с плотностью 1,14-1,15 г/см³; циклическая закачка рабочего агента попеременно 10-20 сут в нагнетательные скважины одной зоны разработки, 10-20 сут в нагнетательные скважины другой зоны разработки; использование в качестве рабочего агента плотностью 1,14-1,15 г/см³ турнейской пластовой воды.

В повышенных участках пласта находятся основные запасы нефти. Пониженные участки пласта заводнены пластовой водой. В этих условиях фронтальное поршневое движение рабочего агента возможно лишь по зоне подошвенной воды. В повышенных участках пласта такое воздействие сказываться практически не будет.

Для извлечения нефти из повышенных участков пласта предлагается вначале отбирать нефть на естественном режиме до предельного снижения пластового давления, т. е. до величины 0,50-0,65 от начального пластового давления, затем закачивать рабочий агент через скважины, бывшие добывающими, и имеющие связь с высокопроницаемыми зонами пласта. В таких скважинах, как правило, имеется повышенная обводненность добываемой продукции, а высокопроницаемая зона имеет гидродинамическую связь с пониженными участками пласта, заполненными водой. При закачке в такие скважины происходит фильтрация рабочего агента в пониженные водоносные участки пласта, в них повышается давление и происходит вытеснение нефти снизу вверх. Поскольку водоносная часть пласта гидродинамически связана со всеми повышенными нефтеносными участками пласта, то вытеснение снизу вверх происходит во всех нефтеносных участках.

Строение сложнопостроенной залежи отличается, кроме того, наличием трещин, образованных при сбросовых вертикальных разломах земной коры. Наличие таких трещин предопределяет прерывистость пластов и нарушение гидродинамической связи между отдельными участками.

Расположение нагнетательных скважин поперек направления естественной трещиноватости позволяет сформировать вытесняющие потоки вдоль гидродинамических нарушений и тем самым повысить охват пласта воздействием.

Отбор нефти на естественном режиме до снижения пластового давления до 0,50-0,65 от начального пластового давления предопределяет максимум использования энергии пласта для достижения наибольшей нефтеотдачи залежи.

Перевод до 20% фонда добывающих скважин в нагнетательные обуславливает оптимальное соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами для данной залежи.

Использование в качестве рабочего агента турнейской пластовой воды с плотностью 1,14-1,15 г/см³ позволяет осуществить наиболее полное совмещение пластовых флюидов данной залежи и рабочего агента.

Циклическая работа нагнетательных скважин участков разработки способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и более полному вытеснению нефти.

Совместное использование вышеперечисленных признаков приводит к сверхсуммарному результату, выражающуюся в увеличении нефтеотдачи залежи на 6-8% Рабочий агент получают смешением пресной воды и пластовой воды турнейского яруса в пластовых условиях до достижения плотности 1,14-1,15 г/см³.

Физико-химические свойства пластовых вод в турнейском ярусе приведены в таблице.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: Средняя глубина залега- ния, м 1100 Длина х ширина, м² 1000-5000 х x2000-6000 Площадь нефтенос- ности, м² 262400 Средняя эффективная толщина, м 22,3 Средняя толщина неф- тенасыщения, м 8,8 Средняя толщина водо- насыщения, м 13,5 Нефтенасыщенность 0,674 Пористость 0,125 Проницаемость 0,0695 мкм² 69,5 мД Коэффициент вариации распределения прони- цаемости 0,5 Пластовое давление, МПа 11,5 Давление насыщения нефти газом, МПа 3,89 Газосодержание, м³/т 17,4 Объемный коэффици- ент нефти 1,045 Вязкость нефти, сП 22,9 Свойства в стандартных условиях: Плотность нефти, г/см³ 903 Плотность воды, г/см³ 1,1616 Плотность газа, г/см³ 1,3659 Вязкость нефти, сП 62,4 Вязкость воды, сП 1,70 Балансовые запасы нефти, млн/т 168 Коэффициент вытесне- ния нефти водой 0,554 Продуктивность, т ˙ см²/сут кгс 0,149 Пьезопроводность, м²/с 0,0039 Залежь массивного типа с массивной преобладающей водоносной частью и приподнятыми участками, заполненными нефтью выше отметки 890 м, купол залежи сформирован вертикальными разломами, преимущественное направление основных трещин, образованных вертикальными сбросами, субмеридиальное. Размеры залежи 24 х 15 км.

Коллектор трещиновато-поровый, карбонатный.

На залежи размещают 400 добывающих скважин. Залежь разрабатывают на естественном режиме. Определяют направление естественной трещиноватости залежи, которое оказывается субмеридиальным. Это направление в основном сохраняется для участков разработки залежи.

На залежи выделяют участок разработки, ограниченный пониженными участками коллектора, насыщенными водой. На участке разработки размещено 50 добывающих скважин. Отбирают нефть до снижения пластового давления до 5,75 МПа. Выделяют 10 добывающих скважин, размещенных в широтном направлении и переводят их в нагнетательные скважины. Скважины выбирают из числа тех, что перфорированы в зоне повышенной проницаемости порядка 250 мД (средняя проницаемость равна 69,5 мД), соединенной с водяным слоем. Закачивают турнейскую воду с плотностью 1,15 г/см³ в нагнетательные скважины в объеме от 1300 до 1900 м³/сут.

Средний дебит добывающих скважин составляет 50 т/сут при средней обводненности добываемой продукции 35% Закачку рабочего агента производят циклически: от 10 до 20 сут закачивают в нагнетательные скважины одного участка разработки и от 10 до 20 сут закачивают в нагнетательные скважины другого участка разработки. Конкретное количество суток закачки устанавливают, стремясь выровнять пластовые давления на соседних участках разработки залежи.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, но на участке разработки отбирают нефть до достижения пластового давления 7,5 МПа. Переводят в нагнетательные скважины 3 добывающие скважины. Скважины перфорируют в зоне повышенной проницаемости и в водоносной зоне. Закачивают минерализованную воду с плотностью 1,14 г/см³.

П р и м е р 3. Выполняют, как пример 1, но на участке разработки отбирают нефть до достижения пластового давления 6,5 МПа. Переводят в нагнетательные скважины 7 добывающих скважин.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу залежи на 6-8% и сократить расходы на добычу нефти.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, перевод части добывающих скважин в нагнетательные и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на залежи выделяют зоны разработки, ограниченные пониженными насыщенными водой участками пласта, на которых определяют направление естественной трещиноватости, образованное вертикальными разломами, отбирают нефть до достижения величины пластового давления 0,50 0,65 от начального, затем до 20% фонда добывающих скважин переводят в нагнетательные, формируют ряды нагнетательных скважин перпендикулярно к направлению естественной трещиноватости, при этом для перевода выбирают добывающие скважины с перфорацией в зоне с повышенной проницаемостью нефтеносного пласта или дополнительно перфорируют скважины в этой или в водоносной зонах, закачивают рабочий агент плотностью 1,14 1,15 г/см³ циклически и попеременно в нагнетательные скважины разных зон разработки в течение 10 20 сут.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента плотностью 1,14 1,15 г/см³ используют турнейскую пластовую воду.

РИСУНКИ

Рисунок 1