RU2011805C1

RU2011805C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2011805C1
Authority: RU
Inventors: В.Н. Мартос; А.М. Бриндзинский; Т.М. Умариев
Original assignee: Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт
Priority date: 1990-12-06
Filing date: 1990-12-06
Publication date: 1994-04-30

Abstract

Сущность: залежь разбуривают по площадной схеме. Через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - отбор пластовых флюидов. После достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин разрежают сетку скважин. Для этого добывающие скважины останавливают, а нагнетательные скважины соседних элементов разработки переводят на отбор нефти. В процессе разработки контролируют объемы отбираемых флюидов и при достижении обводненности, равной первоначальной обводненности продукции нагнетательных скважин в момент их перевода на отбор нефти, вновь начинают закачку воды через нагнетательные скважины. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию и восстанавливают исходную систему разработки. Долее процесс повторяют в описанной последовательности до предельной выработки остаточных целиков нефти, формирующихся между добывающими скважинами. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи скважинами и отбор нефти [1] .

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти из-за разработки залежи в режиме истощения пластовой энергии и неравномерного охвата пласта по площади дренированием.

Известен способ разработки нефтяной залежи, который по технической сущности является наиболее близким к предлагаемому, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважи- нами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [2] .

Недостатком способа является низкий коэффициент извлечения нефти, особенно при его реализации на залежах высоковязких нефтей, из-за неравномерности охвата продуктивной площади заводнением и образования застойных зон.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет одновременного увеличения коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата пласта заводнением при площадном размещении скважин.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, после обводнения ближайших нагнетательных скважин соседних элементов разработки их снова переводят под закачку воды, добывающие скважины элементов разработки поочередно выводят из эксплуатации по мере достижения предельной обводненности, а перевод нагнетательных скважин соседних элементов на отбор пластовых флюидов осуществляют после выхода из эксплуатации всех добывающих скважин, причем при отборе пластовых флюидов через нагнетательные скважины соседних элементов осуществляют контроль за объемами отборов и строят график зависимости отношения объема воды и жидкости от времени и при обводненности продукции нагнетательных скважин соседних элементов, равной обводненности в момент их перевода на отбор нефти, нагнетательные скважины снова переводят под закачку воды, а нагнетательные скважины соседних участков, отбирающие пластовые флюиды, останавливают поочередно при предельной обводненности и при достижении предельной обводненности всех нагнетательных скважин их снова переводят под нагнетание воды.

Сущность предлагаемого изобретения состоит в следующем.

Системы разработки нефтяных месторождений, предусматривающие организацию отбора жидкостей и нагнетание в пласт рабочих агентов при неизменной сетке скважин, не обеспечивают равномерности дренирования и промывки залежи. Неравномерность дренирования предопределяет потерю части запасов нефти в целиках между добывающими скважинами.

Полнота выработки нефти из залежи может быть повышена изменением сетки скважин и изменением направления фильтрационных потоков. В предлагаемом способе направление фильтрационных токов изменяется на 45^о, что позволяет вовлечь в активную разработку зоны, не охваченные ранее дренированием.

На фиг. 1 показана динамика выработки нефти из элементов разработки при разбуривании залежи по пятиточечной схеме; на фиг. 2 - зависимость Q_в/Q_ж = f (τ), полученная по объемам отбора пластовых флюидов через нагнетательные скважины элемента разработки.

Способ реализуют следующим образом. Залежь разбуривают нагнетательными 1 и добывающими 2 скважинами. Через нагнетательные скважины производят закачку воды, а через добывающие - отбор пластовых флюидов. Поскольку наибольшая интенсивность вытеснения нефти при заданной депрессии наблюдается на участках с максимальными градиентами давления, то к моменту прорыва языков воды к добывающим скважинам между ними остаются целики 3 нефти.

Размер целиков при прочих равных условиях определяется отношением вязкостей нефти и воды. С увеличением отношения размеры целиков увеличиваются.

После достижения предельной обводненности продукции добывающих скважин их останавливают и переводят на отбор пластовых флюидов нагнетательные скважины соседних пятиточечных элементов. В процессе отбора фиксируют величины объемов воды и жидкости (нефть + вода) и строят зависимость Q_в/Q_ж = f(τ) (фиг. 2). В начальный период отбора обводненность нагнетательных скважин велика. В дальнейшем по мере подхода вала нефти из целиков нефтесодержащие в продукции добывающих скважин возрастает. Таким образом на первом этапе разрежением сетки скважин и изменением направления вектора максимального градиента давления на 45^о вовлекают в активную разработку участки, не охваченные ранее дренированием. После прохождения вала нефти обводненность вновь начинает увеличиваться и на определенный момент времени, который зависит от размеров целиков, становится равной начальной (в момент перевода нагнетательных скважин на отбор флюидов) величине. К этому времени между нагнетательными скважинами формируются целики 5 нефти, нефтесодержание которых значительно меньше, поскольку основная часть нефти из целиков 3 выработана.

Далее восстанавливают исходную систему разработки, т. е. все нагнетательные скважины переводят на закачку воды, а добывающие вновь пускают в эксплуатацию. Процесс может повторяться в указанной последовательности до полной выработки нефти из элемента разработки.

П р и м е р. Условия реализации: нефтенасыщенная толщина 10 м, проницаемость коллектора 0,5 мкм², пористость 30% , вязкость и плотность нефти и воды соответственно 15 мПа˙с и 0,8 г/см³ и 1 мПа˙с и 1,0 г/см³, расстояние между нагнетательными скважинами 280 м, расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами 200 м, коэффициент вытеснения нефти водой 0,8.

Дебиты нагнетательной и добывающей скважин для условий реализации способа, рассчитанные методом материального баланса, составили соответственно 270 и 210 т/сут. С указанными дебитами разработку ведут в течение одного года. После обводнения добывающих скважин их останавливают, нагнетательные скважины соседних пятиточечных элементов переводят на отбор. Дебиты нагнетательных скважин на этом этапе составляют 270 т/сут. С таким же дебитом продолжают закачивать воду в центральную нагнетательную скважину элемента разработки. После повторного обводнения нагнетательных скважин их переводят на закачку воды с теми же дебитами, а добывающие скважины вновь пускают в эксплуатацию.

Для определения возможных размеров остаточных целиков и оценки экономического эффекта от реализации способа были поставлены лабораторные опыты на плоской профильной модели пласта размерами 600х350х5 м. Условия моделирования примерно соответствовали исходным геолого-физическим условиям приведенного выше гипотетического объекта. Набивкой модели служил стеклянный бисер проницаемостью 375 мкм² и пористостью 41,5% . Моделью нефти служит очищенный (неполярный) керосин плотностью 0,7915 г/см³ и вязкостью 15 мПа˙с. В качестве рабочего агента для закачки в пласт использовалась дистиллированная вода плотностью 1 г/см³ и вязкостью 1 мПа˙с. Нагнетание воды и отбор нефти производились через верхние угловые выводы противоположных торцов модели. Максимальная толщина остаточного целика нефти в этих условиях составила 0,37 от расстояния между интервалами закачки и отбора. В соответствии с этим дополнительное количество нефти, которое может быть извлечено из элемента разработки для приведенных выше условий реализации способа составит 25500 т.

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет одновременного увеличения коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата пласта заводнением при площадном размещении скважин, отбор пластовых флюидов осуществляют до предельной обводненности добывающих скважин, выводят их из эксплуатации, а после обводнения добывающих скважин переводят ближайшие нагнетательные скважины соседних элементов разработки на отбор пластовых флюидов, при этом изменяют направление вытеснения нефти от вытеснения по линии, соединяющей нагнетательную и добывающую скважины одного элемента разработки, на вытеснение по линии, соединяющей близлежащие нагнетательные скважины соседних элементов.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после обводнения ближайших нагнетательных скважин соседних элементов разработки их снова переводят под закачку воды.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что добывающие скважины элементов разработки поочередно выводят из эксплуатации по мере достижения предельной обводненности, а перевод нагнетательных скважин соседних элементов на отбор пластовых флюидов осуществляют после вывода из эксплуатации всех добывающих скважин.

4. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что при отборе пластовых флюидов через нагнетательные скважины соседних элементов осуществляют контроль за объемами отборов и строят график зависимости отношения объема воды и жидкости от времени, при обводненности продукции нагнетательных скважин соседних элементов, равной обводненности в момент их перевода на отбор нефти, нагнетательные скважины снова переводят под закачку воды.

5. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что нагнетательные скважины соседних участков, отбирающие пластовые флюиды, останавливают поочередно при предельной обводненности и при достижении предельной обводненности всех нагнетательных скважин их снова переводят под нагнетание воды.