RU1825392C - Способ разработки сложнопостроенной залежи нефти - Google Patents

Abstract

Сущность изобретени : разработка сложнопостроенных водонефтегазовых, не- донэсыщенных нефтью, частично насыщенных нефтью, частично выработанных з пс. жей путем закачки вытесн ющего агента через ствол нагнета ельнои скважины н нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины также из нефтеносной по разрезу зоны с проведением меропри тии по ограничению притока на забои добывающей сколжины воды и газа из водо и газоносных зон, а также оттока воды в эти зоны из нагнетательных скважин. Устанавливаю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зо ны, и провод т в добывающих и нагнетатедьных скважинах этой совокупности работы по ограничению св зи стволов нагнетательных и добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами . СО с

Description

Изобретение относитс  к разработке нефт ных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности .Задачей изобретени   вл етс  повышение эффективности нефтеизвлечени  из недр путем увеличени  коэффициента нефтеизвлечени  и снижени  отбора попутной балластной воды за счет увеличени  фильтрационного сопротивлени  газоносной и/или водоносной (по разрезу) зон, через которые гидродинамически св заны нагнетательные и добывающие скважины.

Предложенное техническое решение предусматривает закачку вытесн ющего агента через ствол нагнетательной скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбор нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны, проведение меропри тий по ограничению притока на забой добывающей скважины воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин . Отличаетс  от прототипа тем. что на обьекте разработки устанавливают совокупность скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, а меропри ти  по ограничению притока на забои скважин и оттока нагнетаемого агента провод т в добывающих

ioo

Ю СЛ OJ Ю

ю

со

и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничени  св зи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами.

Установив совокупность нагнетательных и добывающих скважин, гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные зоны, работы по ограничению св зи стволов с зонами провод т только в этой совокупности, Тем самым устран етс  непроизводительна  утечка реагента в посторонние зоны пласта и в максимально возможной степени увеличиваетс  фильтрационное сопротивление водо- и/или газоносных зон. Последнее обусловлено большим удельным весом призабойных зон скважин в общем фильтрационном сопротивлении потоку от нагнетательной скважи- ны к эксплуатационной (70-80%). Следовательно, ограничение св зи стволов скважин с водо- и/или газоносными зонами обеспечивает увеличение фильтрационного сопротивлени  этих зон почти на пор док и рыравнивает их по этому параметру с нефт ными зонами. За счет уменьшени  неоднородности фильтрационных потоков сокращаетс  отбор балластной воды и увеличиваетс  коэффициент не фтеизвлечени .

Реализуют предложенное техническое решение следующим образом.

Общеприн тыми методами проектируют дл  залежи систему заводнеки . Схему воздействи  и плотность сетки скважин выбирают по результатам технико-экономических расчетов. Бур т скважины, провод т в них комплекс геофизических исследований (ГИС), с помощью которого определ ют ем- костно-фильтрационные параметры продуктивных прослоев. По полученной информации стро т геолого-статистический разрез (ГСР). С его помощью или традиционными геологическими методами определ ют принадлежность продуктивных пропластков к морфологически единым комплексам пород. С их помощью, зна  положени  ВНК и/или ГНК, а также планируемые интервалы перфорации в скважинах, без труда определ ют св занные по коллектору зоны между нагнетательными и добывающими скважинами. В процессе эксплуатации они и будут гидродинамически св занными зонами, т. е.  вл ютс  объектами воздействи  из стволов скважин. В насто щее врем  отсутствуют надежные методы изол ции водо- и/или газоносных зон в необсаженных скважинах. В обсаженных такое воздействие возможно путем предварительного вскрыти  этих зон,закачки в них реагента и последующей изол ции

интервалов перфорации. Если в гидродинамически св занной зоне св зь по коллектору между нефтеносной и водо- и/или газоносной зонами имеетс  только в добывающей скважине, меропри ти  по изол ции провод т в ней, если така  св зь имеетс  только в нагнетательной скважине, то меропри ти  по изол ции провод т только в последней, а если св зь имеетс  во всех

0 скважинах, меропри ти  по изол ции провод т одновременно в добывающей и нагнетательной скважинах. В варианте без изол ции требуетс  периодическа  подкачка реагента во вскрытые интервалы пласта.

5 В подавл ющем большинстве скважин воздействие на водо- и/или газоносные зоны до начала эксплуатации скважин не провод т . В этом случае воздействие на них осуществл ют через интервалы перфорации

0 нефт ной зоны. В силу большого различи  водоносной, газоносной и нефтеносной зон по фильтрационному сопротивлению, закачиваемый реагент поступает в первую очередь в газоносные и водоносные зоны. В

5 зависимости от геолого-физических условий пласта используют те или иные известные закрепл ющие составы дл  изол ции газовых и вод ных зон: АСВ, ГТИ-3, ВТС-1, ВТС-2. BVC. ГОС, АКОР, АКОР-БЮО, ВГС0 1, ВГС-2, ПДС и т. д.

В качестве примера рассмотрена разработка участка из 12 скважин водонефтегазо- вой залежи пласта АСю Л нторского месторождени  Западной Сибири. Исход5 ные геолого-физические параметры пласта и технологические ограничени : глубина залегани  - 2075 м; абсолютна  отметка ВНК - 2048, ГНК - 2033 м; эффективна  толщина зоны газовой - 7,6, нефт ной 6,4, вод ной 0 5.7 м; коэффициент песчанистости - 0.47, расчлененности - 7.39, пористости - 25%, проницаемости - 0,414 мкм , начальной нефтенасыщенности - 0,68, начальной газонасыщенности - 0.70, насыщенности газо5 вой шапки нефтью - 0.03. удельной продуктивности - 3.2 т/cyr МПа м; начальные температура пласта - 61.5°С, пластовое давление - 21.4 МПа, давление насыщени  - 13.4 МПа; в зкость в пласто0 вых услови х нефти - 5.56. воды - 0.5, газа - 0.025 тПА с; плотность в поверхностных услови х нефти - 0.915, воды - 1.017 т/м , газосодержание - 52.5 м3/т; система размещени  скважин - площадна  обращенна 

5 дев титочечна , плотность сетки - 16 га/скв, вскрыто 1 /3 нефт ной зоны в ее центре; давление на усть х скважин нагнетательных - 12. добывающих - 1.5 МПа; обводненность при отключении скважин - 0.995. Определение технологических показателей разработки проведено с использованием физически содержательной математической модели трехмерной трехфазной фильтрации. По результатам расчетов было установлено, что по сравнению с известным способом применение предложенного технического решени  в рассмотренных геолого-физических услови х привело к возрастанию коэффициента нефтеизвлече- йи  на 3.4 пункта, балластный отбор воды понизилс  в 1.7 раза, себестоимость дополнительной добываемой нефти несколько ниже себестоимости добычи нефти при разработке аналогичной чистонефт ной залежи с применением метода заводнени .

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ разработки сложнопостроен- ной залежи нефти путем закачки вытесн ющего агента через ствол нагнетательной

   скважины в нефтеносную по разрезу зону и отбора нефти через ствол добывающей скважины из нефтеносной по разрезу зоны с проведением меропри тий по ограничению притока на забой добывающей скважи- ны воды и/или газа из водо- и/или газоносных по разрезу зон и оттока нагнетаемого агента в водо- и/или газоносные по разрезу зоны до начала или в процессе эксплуатации скважин, отличающийс  тем. что устанавливают совокупность скважин , гидродинамически св занных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны,а меропри ти  по ограничению притока на

   забой скважин и оттока нагнетэемоГо агента провод т в добывающих и/или нагнетательных скважинах этой совокупности путем ограничени  св зи стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водои/или газоносными по разрезу зонами.