RU2089722C1

RU2089722C1 - Способ разработки неоднородной нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2089722C1
Application number: RU94022977A
Authority: RU
Inventors: А.Т. Кондратюк; Г.Н. Темнов; Н.Д. Кузьмичев; В.Ф. Чарыков; Т.И. Прокопенко; В.В. Гузеев; А.А. Просвирин; И.И. Шопов; А.И. Чуйко; В.Н. Букалов
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Кондпетролеум"
Priority date: 1994-06-29
Filing date: 1994-06-29
Publication date: 1997-09-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии. Разрабатывают нефтяную залежь. Закачивают воду через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины на поздней стадии разработки. Переводят добывающие скважины в нагнетательные при коэффициенте перевода менее 10. Нагнетательные скважины переводят в добывающие или останавливают при коэффициенте перевода более 10. Коэффициент перевода определяют по соответствующей зависимости.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие быстрого обводнения добывающих скважин.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные [2]
Известный способ позволяет добывать дополнительное количество нефти из залежи, однако часть извлекаемых запасов все же остается не вовлеченной в разработку.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Цель достигается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод скважин из добывающих в нагнетательные, согласно изобретению на поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции более 90% на залежи выделяют добывающие скважины, имеющие коэффициент перевода менее 10, и переводят их в нагнетательные скважины, дополнительно выделяют нагнетательные скважины, имеющие коэффициент перевода более 10, и переводят их в добывающие скважины или останавливают, при этом коэффициент перевода определяют по формуле:

где K_п коэффициент перевода; K_i,j коэффициент проницаемости i,j пропластка, м²; H_i,j эффективная толщина i,j пропластка, м; S_Hi,j нефтенасыщенность i,j пропластка, m_i,j пористость i,j пропластка, N количество пропластков с проницаемостью более 2•10 м²; n количество пропластков с проницаемостью менее 2•10^-13 м².

Существенными признаками изобретения являются:
1) закачка воды через нагнетательные скважины;
2) отбор нефти через добывающие скважины;
3) перевод скважин из добывающих в нагнетательные;
4) проведение операций на поздней стадии разработки при обводнении добываемой продукции более 90%
5) выделение добывающих скважин, имеющих коэффициент перевода менее 10;
6) проведение операций 5 перед операцией 3;
7) выделение нагнетательных скважин, имеющих коэффициент перевода более 10;
8) перевод скважин, выделенных согласно п.7,в добывающие скважины и их остановка;
9) формула для определения коэффициента перевода.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Определяющим фактором, влияющим на характеристику вытеснения нефти из неоднородного пласта, является степень фильтрационной неоднородности всего разреза, которая может быть выражена в отношении проводимости высокопроницаемого интервала к проницаемости остальной части пласта. Установлено, что скважины, характеризующиеся лучшими показателями добычи нефти, расположены вместе с нагнетательными в зонах с пониженной неоднородностью по проницаемости. В таких зонах процесс выработки запасов по разрезу пласта идет более равномерно.

Параметром, определяющим неоднородность по проницаемости, является коэффициент относительной проводимости, который является одновременно и коэффициентом перевода скважин.

Таким образом, под нагнетание следует переводить скважину, которая имеет коэффициент перевода менее 10, т.е. скважину, расположенную в зоне малой неоднородности коллектора. В то же время возможно попытаться извлечь нефть через нагнетательные скважины, у которых коэффициент перевода более 10, т.е. через скважины, расположенные в зоне высокой неоднородности коллектора. После отбора возможной партии нефти или в случае отсутствия в них нефти эти скважины целесообразно остановить.

Весьма желательным является требование, согласно которому изменяющаяся система заводнения нефтеносности, характеризующиеся повышенной нефтенасыщенностью.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со средней обводненностью добываемой продукции в добывающих скважинах 93% Закачивают воду через 427 нагнетательных скважин и отбирают нефть через 467 добывающих скважин.

Определяют коэффициент перевода добывающих скважин в нагнетательные, начиная со скважин с наибольшей степенью обводненности добываемой продукции. В интервале продуктивного пласта выявлены два пропластка с коэффициентом проницаемости 870 мД и 64 мД. Остальные значения для этих пропластков приведены в расчете коэффициента перевода

Скважина не подлежит переводу в нагнетательную.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Рассчитывают коэффициент перевода для очередной добывающей скважины.

Скважина подлежит переводу в нагнетательную.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Рассчитывают коэффициент перевода для нагнетательной скважины

Скважину переводят в добывающую, отбирают нефть до обводненности 99,9% и останавливают.

Пример 4. Выполняют как пример 1. Рассчитывают коэффициент перевода для очередной нагнетательной скважины.

Скважину не переводят в добывающую, а эксплуатируют как нагнетательную.

Пример 5. Выполняют как пример 1. Рассчитывают коэффициент перевода для очередной нагнетательной скважины

Скважину переводят в добывающую, однако при эксплуатации добывают преимущественно воду, скважину останавливают.

Выполнение перевода скважин в соответствии с коэффициентом перевода позволяет повысить нефтеотдачу на 2-3%

Claims

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод скважин из добывающих в нагнетательные, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки при обводнении добываемой продукции более 90% на залежи выделяют добывающие скважины, имеющие коэффициент перевода менее 10, и переводят их в нагнетательные скважины, дополнительно выделяют нагнетательные скважины, имеющие коэффициент перевода более 10, и переводят их в добывающие скважины или останавливают, при этом коэффициент перевода определяют по формуле

где К_п коэффициент перевода;
K_i,j коэффициент проницаемости i,j-го пропластка, мД;
H_i,j эффективная толщина i,j-го пропластка, м;

нефтенасыщенность i,j-го пропластка,
m_i,j пористость i,j-го пропластка,
N количество пропластков с проницаемостью более 200 мД;
n количество пропластков с проницаемостью менее 200 мД.