RU2096598C1 - Способ разработки неоднородной нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи. Для осуществления способа разработки неоднородной нефтяной залежи, включающего закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на первом этапе закачку рабочего агента ведут одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемой и низкопроницаемой зонах залежи при давлении приемистости пласта высокопроницаемой зоны и при отборе нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления в низкопроницаемой зоне 65 - 75% от начального, на втором этапе применяют раздельную закачку рабочего агента, сохраняют режимы работы скважин высокопроницаемой зоны, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины низкопроницаемой зоны проводят при увеличенном в 1,4 - 1,6 раза давлении до достижения начального пластового давления.

Description

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины за счет пластовой энергии [1]
Недостатком способа является низкая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [2]
Недостатки способа заключаются в том, что в случае разработки неоднородной нефтяной залежи с разной приемистостью зон залежи низкопроницаемые зоны будут слабо охвачены воздействием, что значительно снизит нефтеотдачу залежи.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению на первом этапе закачку рабочего агента ведут одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемой и низкопроницаемой зонах залежи при давлении приемистости пласта высокопроницаемой зоны и при отборе нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления в низкопроницаемой зоне 65 75% от начального, на втором этапе применяют раздельную закачку рабочего агента, сохраняют режимы работы скважин высокопроницаемой зоны, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины низкопроницаемой зоны проводят при увеличении в 1,4 1,6 раза давлении до достижения начального пластового давления.

Существенными признаками являются
закачка рабочего агента через нагнетательные скважины,
отбор нефти через добывающие скважины,
закачка рабочего агента на первом этапе одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемой и низкопроницаемой зонах залежи,
закачка рабочего агента на первом этапе при давлении приемистости пласта высокопроницаемой зоны и при отборе нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления в низкопроницаемой зоне 65 75% от начального,
применение на втором этапе раздельной закачки рабочего агента,
сохранение режима работы скважин на втором этапе высокопроницаемой зоны,
проведение закачки рабочего агента на втором этапе через нагнетательные скважины низкопроницаемой зоны при увеличенном в 1,4 1,6 раза давлении до достижения начального пластового давления.

Сущность изобретения.

При разбуривании месторождения может выясниться, что оно имеет несколько зон, различающихся по проницаемости пласта. В итоге при одинаковом давлении нагнетания одни скважины в этих зонах будут поглощать рабочий агент, а другие с низкой проницаемостью не будут его поглощать. Поэтому давление нагнетания для этих зон должно быть дифференцированным, т.е. необходимо увеличивать давление нагнетания в низкопроницаемых зонах до требуемой величины приемистости.

При закачке рабочего агента в низкопроницаемую зону при пониженном давлении закачки не происходит необходимого охвата пласта воздействием, однако заводняются участки, имеющие относительно высокую проницаемость в низкопроницаемой залежи. Происходит как бы подготовка к заводнению низкопроницаемой залежи в обычном режиме. После такой подготовки, как правило, более быстро восстанавливается пластовое давление и увеличивается темп отбора нефти.

Для осуществления способа на первом этапе разработки согласно изобретению закачку рабочего агента ведут одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемой и низкопроницаемой зонах залежи при давлении приемистости пласта высокопроницаемой зоны. При этом основной объем рабочего агента поступает в высокопроницаемую зону, а в низкопроницаемой зоне происходит подготовка к заводнению.

На втором этапе применяют раздельную закачку рабочего агента, сохраняют режимы работы скважин высокопроницаемой зоны, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины низкопроницаемой зоны проводят при увеличенном в 1,4 1,6 раза давлении до достижения начального пластового давления.

Пример реализации способа.

Способ был реализован на месторождении Западно-Ноябрьское, пласт БС-12. Месторождение имеет клиноформенное строение.

Разрабатывают залежи со следующими характеристиками:
Глубина залегания 2797 м
Абсолютная отметка водонефтяного контакта 2660 м
Пористость 0,18%
Проницаемость 55,6 мД
Коэффициент нефтенасыщенности 0,66
Коэффициент песчанистости 0,816
Коэффициент продуктивности 1,47
Начальное пластовое давление 26,5 МПа
Пластовое давление 27,1 МПа
Пластовая температура 86^oC
Плотность нефти в пластовых условиях 0,761 г/см³
Вязкость нефти в пластовых условиях 0,9 мПа•с
Давление насыщения 11,7 МПа
Объемный коэффициент 1,171
Общая минерализация воды 1,010 г/л
Проектируемое давление нагнетания на устье 10,0 МПа
Закачивают рабочий агент через 14 нагнетательных скважин и отбирают рабочий агент через 55 добывающих скважи.

При разбуривании месторождения выяснилось, что на нем можно выделить две зоны: северную и южную с кратной разницей по проницаемости пласта: на юге 250 300 мД, на севере 20 50 мД.

Закачивают рабочий агент при одинаковом давлении на устье 10 МПа в нагнетательные скважины в южной и северной зонах. При одинаковом давлении нагнетания 10 МПа на устье скважины в южной зоне работают с нормальной приемистостью 200 300 м³/сут, а на севере с³ малой приемистостью 30 50 м³/сут. При этом через добывающие скважины отбирают нефть из обеих зон залежи с одинаковым дебитом. Вследствие этого северная зона залежи работает в режиме снижения пластового давления, а южная зона в режиме поддержания пластового давления. Возникает необходимость разделения системы ППД. При давлении на устье 10 МПа север мало принимает рабочий агент. Необходимо увеличить давление нагнетания для северной зоны, т.е. дифференцировать давление нагнетания.

Таким образом, на первом этапе разработки закачку рабочего агента ведут одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемую южную зону и низкопроницаемую северную зону месторождения до достижения пластового давления в южной зоне 17,2 19,8 МПа. Давление на северной зоне устанавливают 14,0
16,0 МПа.

На втором этапе применяют раздельную закачку рабочего агента, сохраняют прежний режим работы скважин южной зоны, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины северной зоны проводят при давлении 14 16 МПа на устье.

Разработку ведут при превышении объемов закачки рабочего агента над объемами отборов пластовых флюидов в северной зоне залежи, т.е. разработку осуществляют в режиме повышения пластового давления. В результате нефтеотдачу северной зоны удается увеличить на 1,5%

Claims (1)

1. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на первом этапе закачку рабочего агента ведут одновременно через нагнетательные скважины в высокопроницаемой и низкопроницаемой зонах залежи при давлении приемистости пласта высокопроницаемой зоны и при отборе нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления в низкопроницаемой зоне 65 75% от начального, на втором этапе применяют раздельную закачку рабочего агента, сохраняют режимы работы скважин высокопроницаемой зоны, а закачку рабочего агента через нагнетательные скважины низкопроницаемой зоны проводят при увеличенном в 1,4 - 1,6 раза давлении до достижения начального пластового давления.