Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи. Задача изобретения - повышение нефтеотдачи залежи. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Разработку ведут в режиме повышения пластового давления до обводненности добываемой продукции 85 - 90% и достижения пластового давления на 6 - 8% выше начального. После этого в нагнетательных скважинах определяют давление нагнетания рабочего агента, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль поглощения, устанавливают определенное давление закачки на нагнетательных скважинах залежи. Дальнейшую разработку ведут в режиме снижения пластового давления, при этом в качестве рабочего агента используют попутную сточную воду разрабатываемой залежи. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины за счет пластовой энергии [1] Недостатки способа заключаются в низкой нефтеотдаче залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2] Недостаток способа заключается в низкой нефтеотдаче залежи, т.к. после извлечения основных запасов нефти в залежи остаются непромытые застойные зоны с весьма значительными запасами нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи залежи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению разработку ведут в режиме повышения пластового давления до обводненности добываемой продукции 85 90% и достижения пластового давления на 6 8% выше начального, после чего в нагнетательных скважинах определяют давление нагнетания рабочего агента, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль поглощения, устанавливают определенное давление закачки на нагнетательных скважинах залежи, дальнейшую разработку ведут в режиме снижения пластового давления, при этом в качестве рабочего агента используют попутную сточную воду разрабатываемой залежи.

Существенными признаками являются отбор нефти через добывающие скважины, закачка рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение разработки в режиме повышения пластового давления, проведение разработки до обводненности добываемой продукции 85 90% и достижения пластового давления на 6 8% выше начального, определение в нагнетательных скважинах давления нагнетания рабочего агента, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль поглощения, устанавливание определенного давления закачки на нагнетательных скважинах залежи, проведение дальнейшей разработки в режиме снижения пластового давления,
использование в качестве рабочего агента попутной сточной воды разрабатываемой залежи.

Сущность изобретения.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Существующие способы воздействия на залежь позволяют извлекать основные запасы нефти, однако при этом в залежи остаются непромытые застойные зоны с весьма значительными запасами нефти. В предложенном способе наряду с традиционными видами воздействия предлагается осуществлять разработку при специально установленном давлении нагнетания в добывающих скважинах. Было замечено, что при изменении давления закачки рабочего агента, а качестве которого использовали попутную сточную воду данной залежи, меняется профиль поглощения в интервале продуктивного пласта. Имеется оптимум давления, при котором наиболее равномерный профиль поглощения. Очевидно, что при более равномерном профиле поглощения пропластки залежи наиболее равномерно принимают рабочий агент и происходит наибольший охват пласта воздействием. Следствием этого является увеличение нефтеотдачи залежи.

Для наиболее точного установления давления нагнетания рабочего агента, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль поглощения, целесообразно сначала увеличить пластовое давление в залежи на 6 8% Это приведет к раскрытию части трещин коллектора, а при обводненности добываемой продукции 85 90% к заполнению рабочим агентом наиболее проницаемой части коллектора. Установление после этого оптимального давления нагнетания рабочего агента позволит вводить рабочий агент не только в высокопроницаемую зону, но и с помощью раскрывшихся трещин низкопроницаемых пропластков в низкопроницаемые зоны пласта. Последующее снижение пластового давления за счет превышения объемов отборов над объемами закачки приведет к снижению пластового давления, смыканию трещин, в первую очередь, в высокопроницаемой части пласта и к перераспределению рабочего агента в низкопроницаемую зону и довытеснению нефти.

Следует заметить, что указанная закономерность в наибольшей степени реализуется при использовании пластовой воды в качестве рабочего агента, обладающего средством к породе коллектора как в высокопроницаемой, так и в низкопроницаемой зоне.

Осуществление способа показано на примере его реализации.

Способ был реализован на месторождении "Пограничное", которое имеет следующие характеристики:
Сетка скважин 500 х 500
Давление нагнетания 15 МПа
Глубина залегания 2520 м
Абсолютная отметка водонефтяного контакта 2500 м
Нефтенасыщенная толщина 11,3 м
Проницаемость 79 мД
Коэффициент нефтенасыщенности 0,66
Пластовое давление 25,8 МПа
Пластовая температура 81,9^oC
Плотность нефти в пластовых условиях 0,791 г/см³
То же в поверхностных условиях 0,865 г/см³
Вязкость нефти в пластовых условиях 1,58 мПа·c
Газовый фактор 52 м³/т
Давление насыщения 9,9 МПа
Объемный коэффициент 1,137
Содержание серы 0,7%
Содержание парафина 3,0%
Состав попутной воды: количество твердых частиц 7,7 16,4 мг/л, нефтепродукты 38,9 82,0 мг/л; железо 12,5 13,5 мг/л; плотность 1,007 - 1,010 г/см³; H₂O₂ 90 100 мг-экв/л, pH 64 6,8; CL - 212 266 мг-экв/л; HCO₃ 7,4 94 мг-экв/л; CO P отсутствуют, Ca 18-22 мг-экв/л; Mg 3 4 мг-экв/л; Na + K 198 250 мг-экв/л, жесткость 21 26 мг-экв/л; общая минерализация 12,9 16,2 г/л.

Способ разработки нефтяной залежи включает блочное размещение скважин. Отбирают нефть через 160 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - попутную сточную воду разрабатываемой залежи через 42 нагнетательные скважины. При этом разработку ведут сначала в режиме повышения пластового давления до достижения пластового давления по залежи 27,3 27,9 МПа.

В таком режиме разработку месторождения ведут до обводненности добываемой продукции 85 90% Проводят исследования по наиболее оптимальному профилю поглощения. В нагнетательные скважины закачивают попутную сточную воду при давлении на устье 11 13 МПа. Изменение профиля приемистости показано в таблице.

Из таблицы следует, что при давлении 12 МПа на устье наблюдают наиболее равномерный профиль приемистости, Устанавливают давление 12 МПа на нагнетательных скважинах залежи. Проводят разработку нагнетательных скважин при объемах закачки рабочего агента, соответствующих установленному давлению закачки на нагнетательных скважинах, а отбор пластовых флюидов через добывающие скважины устанавливают большим, чем объем закаченного рабочего агента.

Таким образом, осуществляют разработку залежи в режиме снижения пластового давления. Нефтеотдача залежи увеличилась на 1,5%

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что разработку ведут в режиме повышения пластового давления до обводненности добываемой продукции 85 90% и достижения пластового давления на 6 8% выше начального, после чего в нагнетательных скважинах определяют давление нагнетания рабочего агента, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль поглощения, устанавливают определенное давление закачки на нагнетательных скважинах залежи, дальнейшую разработку ведут в режиме снижения пластового давления, при этом в качестве рабочего агента используют попутную сточную воду разрабатываемой залежи.

РИСУНКИ

Рисунок 1