Способ разработки нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при совместной разработке нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн. Сущность изобретения: по способу ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта. Закачку рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта. Отбор продукции ведут через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей. Интенсивностью закачки и отборов регулируют разницу уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м. Работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при совместной разработке нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн.

Известен способ законтурного или приконтурного заводнения, включающий размещение нагнетательных скважин вдоль внешнего контура нефтеносности или в водонефтяной зоне вдоль внутреннего контура нефтеносности, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины [М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1981. стр.265-267].

Недостатком данного способа является создание системы законтурного и приконтурного заводнения для отдельных месторождений (пластов) без учета их гидродинамической связи с другими, расположенными на едином гидродинамическом бассейне.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации двух и более месторождений, расположенных в одном продуктивном или гидравлически связанном водоносном горизонте, согласно которому при расположении месторождений друг от друга на расстоянии меньше суммы их радиусов влияния осуществляют одновременную их эксплуатацию до установления гидрогеологического равновесия в водонапорной системе. Дополнительно дренируют водонапорную систему в наиболее погруженных участках продуктивного горизонта между месторождениями [патент РФ № 2011804, кл. Е21В 43/18, опубл. 1994.04.30].

Недостатками известного способа являются глубокое снижение пластового давления, что приводит к дегазации нефтяного месторождения с последующим резким уменьшением коэффициента нефтеизвлечения, практически невыполнимое одновременное завершение эксплуатации двух или более месторождений, так как они, как правило, отличаются по продуктивным характеристикам и по размерам (запасам), создание дополнительного дренажа водоносного пласта в наиболее погруженных участках еще более усугубляет указанные недостатки анализируемого способа.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, закачку рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, отбор продукции ведут через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей, интенсивностью закачки и отборов регулируют разницу уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м, при этом работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах.

Признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2) отбор продукции через добывающие скважины;

3) определение залежи с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта;

4) закачка рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта;

5) отбор продукции через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей;

6) интенсивностью закачки и отборов регулирование разницы уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м;

7) проведение работ, связанных со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения

Сущность изобретения

При разработке нефтяных залежей, имеющих общий водоносный горизонт (общий гидродинамический бассейн) и тонкий разделяющий слой между продуктивными частями, возникает опасность чрезмерного поднятия водонефтяного контакта на одной залежи, изменение пластовых давлений между продуктивными частями, нарушение разделяющего слоя и заводнение запасов одной залежи подстилающей водой, поступающей с другой залежи. Существующие способы разработки залежей с поддержанием водонефтяных контактов на одном уровне практически неосуществимы, а их реализация приводит к целому ряду отрицательных явлений, таких как дегазация и снижение нефтеотдачи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн. Задача решается следующим образом.

При разработке двух или более нефтяных залежей, расположенных в одном продуктивном или гидравлически связанном водоносном горизонте (бассейне), определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта. Закачку рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, отбор продукции ведут через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей. Интенсивностью закачки и отборов регулируют разницу уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м, при этом работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах.

Схема залежей представлена на чертеже.

Залежь 1 отделена от залежи 2 тонкой глинистой перемычкой 3. Залежи 1 и 2 имеют общий гидродинамический бассейн 4. Водонефтяной контакт 5 залежи 1 ниже водонефтяного контакта 6 залежи 2. Гидродинамический бассейн 4 расположен под массивным неколлектором 7.

Подобная картина наблюдается на Аксаринском нефтяном месторождении, где залежи нефти в отложениях турнейского яруса связаны с карбонатными пачками-коллекторами кизеловского, черепетского и упино-малевского горизонтов. Покрышкой для залежей нефти в турнейских отложениях служат глинистые породы елховско-радаевского возраста. Залежи приурочены к наиболее приподнятым купольным частям поднятий. Ранее считалось, что залежи нефти турнейского яруса имеют единый водонефтяной контакт. Однако разбуривание залежей показало, что при едином гидродинамическом бассейне каждая залежь имеет свой водонефтяной контакт на своей отметке, не совпадающей с отметкой водонефтяного контакта соседней залежи. В этих условиях при малой перемычке между залежами и значительной разности пластовых давлений возникает опасность перетоков между залежами как нефти, так и воды, и, как следствие, опасность значительных потерь извлекаемых запасов. Предлагаемый способ позволяет избежать перетоков между залежами, сохранить извлекаемые запасы и полностью выработать их одновременно-попеременно из каждой залежи. Для этого при разработке двух или более нефтяных залежей, расположенных в одном продуктивном или гидравлически связанном водоносном горизонте (бассейне), определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта. Закачку рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, отбор продукции ведут через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей. Интенсивностью закачки и отборов регулируют разницу уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м, при этом работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах. Под работами, связанными со снижением темпов добычи нефти, понимают всякого рода ремонтные работы, сопровождающиеся временной остановкой скважин и прекращением добычи нефти.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают одновременно-раздельно упино-малевскую и кизеловско-черепетскую залежи.

Кизеловско-черепетская залежь (поз.1 на чертеже) имеет следующие характеристики: средняя глубина залегания - 1090 м, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 16 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 8 м, пористость - 9,5%, средняя нефтенасыщенность - 0,76, проницаемость 0,098 мкм², начальная пластовая температура - 25°С, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 926 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 39,9 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 896 т/м³, объемный коэффициент нефти - 1,043, содержание серы в нефти - 2,8%, содержание парафина в нефти - 2,8%, давление насыщения нефти газом - 2,3 МПа, газосодержание - 13,87 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях - 1,66 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях - 1164,6 т/м³.

Упино-малевская залежь (поз.2 на чертеже) имеет следующие характеристики: средняя глубина залегания - 1121 м, коллектор - карбонатный, средняя общая толщина - 28 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 12 м, пористость - 12%, средняя нефтенасыщенность - 0,76, проницаемость 0,098 мкм², начальная пластовая температура - 25°С, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 917 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 39,9 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 896 т/м³, объемный коэффициент нефти - 1,043, содержание серы в нефти - 2,8%, содержание парафина в нефти - 2,8%, давление насыщения нефти газом - 2,3 МПа, газосодержание - 13,87 м³/т, вязкость воды в пластовых условиях - 1,66 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях - 1164,6 т/м³.

Определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта. Это залежь 2 - упино-малевская. Закачку рабочего агента ведут под упино-малевскую залежь 2 с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта.

Из упино-малевской и кизеловско-черепетской залежи отбирают продукцию (нефть) через 7 добывающих скважин. Рабочий агент закачивают через 3 нагнетательные скважины под водонефтяной контакт 6 упино-малевской залежи 2.

Разницу в текущих уровнях водонефтяных контактов 5 и 6 поддерживают не более 10 м. Работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, т.е. ремонт скважин, интенсификационные и водоизоляционные обработки скважин и т.п., проводят попеременно то на упино-малевской, то на кизеловско-черепетской залежи. За счет остановок добычи и закачки повышается уровень водонефтяного контакта попеременно то на одной, то на другой залежи.

В результате разработки возможные потери нефти за счет перетоков из залежи в залежь сведены к нулю, что позволило увеличить нефтеотдачу на 1,2%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу совместно разрабатываемых нефтяных залежей.

Способ разработки нефтяных залежей, имеющих общий гидродинамический бассейн, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, закачку рабочего агента ведут под залежь с наибольшей площадью зеркала водонефтяного контакта, отбор продукции ведут через добывающие скважины, пробуренные в нефтяные части залежей, интенсивностью закачки и отборов регулируют разницу уровней водонефтяных контактов залежей не более 10 м, при этом работы, связанные со снижением темпов добычи и снижением скорости подъема водонефтяного контакта, проводят преимущественно попеременно на одной и другой залежи, повышая уровень водонефтяного контакта попеременно на разных залежах.