Способ разработки слоисто-неоднородной нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке слоисто-неоднородной нефтяной залежи. На залежи выделяют пропластки с высокой, средней и низкой продуктивностью и зоны залежи, примыкающую к водонефтяному контакту, среднюю и удаленную от водонефтяного контакта. Закачку рабочего агента проводят избирательно по пропласткам в приконтурную зону залежи. В зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, отбирают нефть из высокопродуктивного пропластка, в средней зоне отбирают нефть из всех пропластков с разреженной в высокопродуктивном пропластке в 1,5 - 2,0 раза сеткой добывающих скважин, в удаленной зоне отбирают нефть из пропластков средней и низкой продуктивности с применением интенсифицирующих методов обработки призабойной зоны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке слоисто-неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в законтурную область и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не всегда эффективен вследствие отдаленности нагнетательных скважин от добывающих.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки слоисто-неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в приконтурную область и отбор нефти через добывающие скважины [2] Известный способ позволяет добывать нефть из слоисто-неоднородной нефтяной залежи из пластов с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью, однако нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне вследствие неполного учета при разработке особенностей строения залежи и свойств пластов.

В предлагаемом изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи слоисто-неоднородной нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки слоисто-неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в приконтурную зону залежи и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на залежи выделяют пропластки с высокой, средней и низкой продуктивностью и зоны залежи, примыкающую к водонефтяному контакту, среднюю и удаленную от водонефтяного контакта, закачку рабочего агента проводят избирательно по пропласткам в зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, отбирают нефть из высокопродуктивного пропластка, в средней зоне отбирают нефть из всех пропластков с разреженной в высокопродуктивном пропластке в 1,5 2,0 раза сеткой добывающих скважин, в удаленной зоне отбирают нефть из пропластков средней и низкой продуктивности с применением интенсифицирующих методов обработки призабойной зоны.

Существенными признаками изобретения являются 1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в приконтурную зону залежи; 2) отбор нефти через добывающие скважины; 3) выделение на залежи пропластков с высокой, средней и низкой продуктивностью; 4) выделение на залежи зоны, примыкающей к водонефтяному контакту, средней зоны и зоны, удаленной от водонефтяного контакта; 5) проведение закачки рабочего агента избирательно по пропласткам; 6) отбор нефти из зоны, примыкающей к водонефтяному контакту, из высокопродуктивного пропластка; 7) отбор нефти из средней зоны из всех пропластков с разреженной в высокопродуктивном пропластке в 1,5 2,0 раза сеткой добывающих скважин;
8) отбор нефти из удаленной зоны из пропластков средней и низкой продуктивности с применением интенсифицирующих методов обработки призабойной зоны.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке слоисто-неоднородной нефтяной залежи извлечение нефти из пластов с разной нефтенасыщенностью и проницаемостью происходит неравномерно и неполностью, что приводит к низкой нефтеотдаче залежи.

Задача увеличения нефтеотдачи слоисто-неоднородной нефтяной залежи решается в данной изобретении.

Для решения указанной задачи на залежи выделяют пропластки с высокой, средней и низкой продуктивность. Одновременно на залежи выделяют зоны: примыкающую к водонефтяному контакту, среднюю и удаленную от водонефтяного контакта. Данной разделение необходимо для дифференцированного подхода к разработке пропластков и зон залежи.

Закачку рабочего агента ведут в приконтурную зону избирательно в каждый пропласток отдельно. Этим обеспечивают продвижение рабочего агента по каждому пропластку, а также регулируют объемы закачки рабочего агента в каждый пропласток.

В каждой зоне и каждом пропластке разработку ведут, исходя из особенностей, расположения зоны и продуктивности пропластка.

В зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, отбирают нефть из высокопродуктивного пропластка, чем обеспечивают быструю окупаемость затрат на освоение залежи. При этом на данной стадии разработки нефть из пропластков средней и низкой продуктивности в пределах данной зоны не отбирают, переводя отбор в среднюю и удаленную от водонефтяного контакта зоны. И, наоборот, нефть из высокопродуктивного пропластка отбирают в зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, и средней зоне, переводя отбор из зоны, удаленной от водонефтяного контакта, в среднюю зону. При этом в средней зоне отбор нефти осуществляют разреженной в 1,5 2,0 раза сеткой скважин.

Подобная дифференциация отбора по пропласткам способствует более равномерной загрузке добывающих скважин, равномерной выработке пропластков и обеспечивает более равномерное заводнение пропластков средней и низкой продуктивности. При этом нефтеотдача в целом по залежи возрастает на 2 3%
Разрабатывают нефтяную залежь Сугмутского месторождения со следующими характеристиками:
Средняя глубина залегания, м 2850
Тип залежи струк.-литол.

Тип коллектора тер-поровый
Площадь нефтеносности, Cl, тыс. м² 492310
Средняя общая нефтенасыщенная толщина, м 12,4
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 10,5
Пористость, доли ед, ЧНЗ 0,17, ВНЗ 018
Средняя насыщенность нефтью, доли ед. ЧНЗ 0,64, ВНЗ 066
Проницаемость, мкм² 0,046
Пластовая температура, ^oC 88
Пластовое давление, МПа 28,10
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·c 1,10
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,821
Коэффициент расчлененности, доли ед. 5,0
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,176
Содержание серы в нефти, 0,72
Содержание парафина в нефти, 2,43
Давление насыщения нефти газом, МПа 12,80
Газовый фактор, м³/т рабочий 77
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 0,4
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/м³, в пластовых условиях, т/м³ 0,769
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м³ в пластовых условиях, т/м³ 1,01
Удельная средняя продуктивность, м³/сут/МПа·м 8,87
Коэффициент извлечения нефти 0,324
Нефтяная залежь имеет слоисто-неоднородное строение. В зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, пропластки имеют наибольшую толщину, в средней зоне среднюю, в зоне, удаленной от водонефтяного контакта, толщина пропластков уменьшается до величин, при которых разработка становится экономически нерациональной. Общая толщина пропластков изменяется по зонам от 20 до 0,5 м и менее. На залежи выделяют три пропластка: верхний высокопродуктивный с продуктивностью 10 12 м³/сут/МПа·м, средний средней продуктивности порядка 7 10 м³/сут/МПа·м и нижний - низкопродуктивный с продуктивностью 5 7 м³/сут/МПа·м. пропластки проходят через все три зоны залежи.

Закачивают рабочий агент попутную пластовую воду через 19 нагнетательных скважин в приконтурную зону залежи, т.е. в зону ниже водонефтяного контакта. При этом 6 нагнетательных скважин перфорированы в интервале высокопродуктивного пропластка, 6 в интервале пропластка средней продуктивности и 7 в интервале низкопродуктивного пропластка. В зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, размещают 16 добывающих скважин, перфорируют их в интервале верхнего высокопродуктивного пропластка. В средней зоне размещают 11 добывающих скважин и перфорируют 3 из них в интервале всех пропластков, а 8 только в интервале среднего и нижнего пропластка. Сетка скважин в средней зоне в высокопродуктивном верхнем пропластке оказывается разреженной в 1,5 2,0 раза по сравнению с сеткой добывающих скважин в среднем и нижнем пропластках. В зоне, удаленной от водонефтяного контакта, толщина верхнего пропластка постепенно уменьшается и приходит к толщинам менее 0,5 м, при которых разработка залежи становится экономически нецелесообразной. В этой зоне размещают 8 добывающих скважин и перфорируют их в интервале среднего и нижнего пропластка. Проводят обработки призабойной зоны добывающих скважин периодической закачкой 12% -ного водного раствора соляной кислоты в объеме 3 м³ и 0,05%-ного водного раствора поверхностно-активного вещества неонол в объеме 10 м³.

После обработок дебиты скважин увеличиваются с 3 4 т/сут до 5 7 т/сут.

Дебиты скважин в зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, составляют 10 15 т/сут, в средней зоне до 50 60 т/сут.

Отбирают нефть через размещенные на залежи добывающие скважины. Разрабатывают нефтяную залежь в режиме поддержания пластового давления. По мере обводненности добывающие скважины переводят в нагнетательные.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 3 4% более полно выработать запасы залежи.

Формула изобретения

Способ разработки слоисто-неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в приконтурную зону залежи и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи выделяют пропластки с высокой, средней и низкой продуктивностью и зоны залежи, примыкающие к водонефтяному контакту, среднюю и удаленную от водонефтяного контакта, закачку рабочего агента проводят избирательно по пропласткам в зоне, примыкающей к водонефтяному контакту, отбирают нефть из высокопродуктивного пропластка, в средней зоне отбирают нефть из всех пропластков с разреженной в высокопродуктивном пропластке в 1,5 2,0 раза сеткой добывающих скважин, в удаленной зоне отбирают нефть из пропластков средней и низкой продуктивности с применением интенсифицирующих методов обработки призабойной зоны.