Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи циклическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу ведут закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. Нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины. Закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа. На первом этапе закачку раствора полимера осуществляют поочередно через одну нагнетательную скважину. На втором этапе закачку раствора полимера производят поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка, причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили раствор полимера закачивают в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе. На третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе. Между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи циклическим заводнением.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. В начальный период закачивают полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию (Номер документа: 98103528/03, опублик. 1999.03.10).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор нефти из добывающих скважин. Дополнительно закачивают суспензию дисперсных частиц, причем нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц (Патент РФ №2078917, опублик. 1997.05.10 - прототип).

Известный способ позволяет отбирать нефть из низкопроницаемых зон залежи, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины, закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа, на первом этапе закачку раствора полимера осуществляют поочередно через одну нагнетательную скважину, на втором этапе закачку раствора полимера производят поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка, причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили раствор полимера закачивают в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, на третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, при этом между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера.

Признаками изобретения являются:

1) закачка через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме;

2) периодическая закачка раствора полимера;

3) отбор нефти через добывающие скважины;

4) размещение нагнетательных скважин по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины;

5) закачка раствора полимера в нагнетательные скважины в три этапа;

6) на первом этапе закачка раствора полимера поочередно через одну нагнетательную скважину;

7) на втором этапе закачка раствора полимера поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка;

8) причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, закачка раствора полимера в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера, на первом этапе закачка раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе;

9) на третьем этапе осуществление выборочной закачки раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе;

10) между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи для вытеснения нефти из низкопроницаемых зон используют циклическое заводнение и периодическую закачку растворов полимеров. При этом удается извлечь дополнительный объем нефти, однако значительная часть извлекаемых запасов остается в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины. Закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа. На первом этапе закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка ведут поочередно через одну нагнетательную скважину с закачкой раствора полимера в каждую скважину в объеме 150-500 м³. Таким образом, на первом этапе половина нагнетательных скважин остается без закачки раствора полимера. На втором этапе работ организуют закачку раствора полимера во все нагнетательные скважины по периметру участка поочередно, причем с тем же объемом закачки раствора полимера в объеме 150-500 м³ в скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, а в скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем основному объему (15-50 м³). На третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины с повышенной приемистостью по периметру участка в объеме, кратно меньшем основному объему (15-50 м³). Разрыв по времени между закачкой раствора полимера в каждую последующую скважину составляет 2-3 месяца.

Перед закачкой полимер растворяют в пресной воде до концентрации 0,1-0,5%. В качестве полимера используют водорастворимые полимеры типа полиакриламида, гидролизованного полиакрилонитрила и т.п.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: залежь пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением, этаж нефтеносности составляет 6 м, глубина кровли пласта 990-1020 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,7 м до 6,0 м. Породами-коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные; пористость 15%, проницаемость 0,115 мкм², средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, вязкость нефти 123,3 мПа·с, нефтенасыщенность - 72%, плотность пластовой нефти 0,904 г/см³, газосодержание - 7 м³/т.

На чертеже представлен участок залежи нефти, который разрабатывают 20 добывающими (1) и 18 нагнетательными скважинами (2). Система размещения скважин - блочно-замкнутая с 5 нагнетательными скважинами в одних рядах и 4 нагнетательными скважинами в перпендикулярных рядах. Внутри блока размещают добывающие скважины. Закачку рабочего агента - сточной воды ведут в циклическом режиме с периодом 15 сут.

Закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка ведут поочередно через одну скважину в объеме по 300 м³. После завершения первого этапа работ организуют закачку раствора полимера во все нагнетательные скважины по периметру участка поочередно, причем с тем же объемом закачки раствора полимера по 300 м³ в скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, а в скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе ведут закачку раствора полимера в объеме, равном 30 м³. На третьем этапе работ осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины с повышенной приемистостью по периметру участка в объеме по 30 м³. Разрыв по времени между закачкой раствора полимера в каждую последующую скважину составляет 2 месяца.

В результате нефтеотдача участка залежи возросла на 3% и составила 35%, тогда как по прототипу в аналогичных условиях нефтеотдача не превысила 33%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещают по блочно-замкнутой системе, внутри которой размещают добывающие скважины, закачку раствора полимера в нагнетательные скважины ведут в три этапа, на первом этапе закачку раствора полимера осуществляют поочередно через одну нагнетательную скважину, на втором этапе закачку раствора полимера производят поочередно во все нагнетательные скважины по периметру участка, причем в нагнетательные скважины, в которые закачку на первом этапе не проводили, раствор полимера закачивают в том же объеме, что и на первом этапе, а в нагнетательные скважины, в которые произведена закачка раствора полимера на первом этапе, ведут закачку раствора полимера в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, на третьем этапе осуществляют выборочную закачку раствора полимера в нагнетательные скважины по периметру участка в объеме, кратно меньшем объему закачки на первом этапе, при этом между закачками выполняют периоды работы нагнетательных скважин без закачки раствора полимера.