RU2124120C1

RU2124120C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2124120C1
Application number: RU96110676A
Authority: RU
Inventors: В.Б. Заволжский; В.Р. Харламов; Ю.А. Куц; Г.Ш. Абдульманов; А.П. Рожков; В.А. Кан
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Priority date: 1996-06-06
Filing date: 1996-06-06
Publication date: 1998-12-27

Abstract

Способ разработки нефтяной залежи относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при циклической работе скважин. При разработке нефтяной залежи закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Работу нагнетательных скважин с приемистостью менее 100 м³/сут проводят в циклическом режиме: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка. Выявляют добывающие скважины, имеющие дебит по жидкости менее 15 м³/сут и обводненность более 80%, в которых изменяется обводненность добываемой продукции при остановке нагнетательных скважин. Работу выявленных добывающих скважин проводят в синхронном с нагнетательными скважинами циклическом режиме: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при циклической работе скважин.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины [1].

Способ не позволяет разрабатывать залежь с высокой нефтеотдачей.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [2].

Известный способ позволяет отбирать из залежи повышенное количество нефти. Однако в залежи сохраняются непромытыми низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны. Вследствие этого нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В предложенном изобретении решается задача увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, работу нагнетательных скважин с приемистостью менее 100 м³/сут проводят в циклическом режиме: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка, выявляют добывающие скважины, имеющие дебит по жидкости менее 15 м³/сут и обводненность более 80%, в которых изменяется обводненность добываемой продукции при остановке нагнетательных скважин, работы выявленных добывающих скважин проводят в синхронном с нагнетательными скважинами циклическом режиме: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка.

Существенными признаками изобретения являются:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2) отбор нефти через добывающие скважины;
3) циклический режим работы нагнетательных скважин с приемистостью 100 м³/сут: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка;
4) из числа добывающих скважин с дебитом по жидкости менее 15 м³/сут и обводненностью добываемой продукции более 80% выявление скважин, в которых изменяется обводненность при остановке нагнетательных скважин;
5) синхронный с нагнетательными скважинами циклический режим работы выявленных добывающих скважин: 5-7 мес эксплуатация, 5-7 мес остановка.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке нефтяной залежи часть запасов остается неизвлеченной.

Задача изобретения - увеличение нефтеотдачи залежи.

Предложенный циклический режим работы скважин позволяет с одной стороны экономить на работе скважин, а с другой стороны позволяет вовлечь в разработку ранее невырабатываемые запасы. Длительная остановка скважин на 5-7 мес способствует развитию процессов переформирования залежи, опадению конусов воды, установлению нового водонефтяного контакта, миграции нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые. Эксплуатация скважин позволяет извлечь из залежи запасы нефти, накопившиеся при остановке скважин. Особо значительно эффект увеличения нефтеотдачи проявляется при синхронной остановке и эксплуатации скважин, взаимодействующих с изменением обводненности добываемой продукции. По-видимому, в пласте между такими скважинами в наибольшей мере проходят процессы, влияющие на нефтеотдачу залежи. Выбор скважин по приемистости, дебиту и обводненности добываемой продукции обусловлен тем, что на таких скважинах в наибольшей степени проявляется эффект увеличения нефтеотдачи.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками.

Глубина залегания залежи, м - 2500
Площадь нефтеносности, га - 491241
Нефтенасыщенная мощность, м - 2,4
Нефтенасыщенность - 0,54
Коэффициент нефтеотдачи - 0,26
Пористость - 0,180
Проницаемость, мД - 40
Вязкость нефти в пластовых условиях, сПз, МПа•с - 1,23
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см³ - 0,781
Газовый фактор, м³/т - 57
Давление насыщения, МПа - 10,3
Объемный коэффициент нефти - 1,174
Начальное пластовое давление, МПа - 26,5
Коэффициент расчлененности - 1,657
Коэффициент продуктивности - 0,3
Пластовая температура - 81^oС
Через 14 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду, через 32 добывающие скважины отбирают нефть. На залежи выделяют 6 нагнетательных скважин с приемистостью менее 100 м³/сут. Останавливают эти скважины на период от 5 до 7 мес. Проводят исследования по изменению обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах, имеющих дебит по жидкости менее 15 м³/сут и обводненность добываемой продукции более 80%. Выявляют 11 добывающих скважин, в которых изменяется обводненность на величину до 5% за 1 мес остановки нагнетательных скважин. Останавливают эти скважины на период от 5 до 7 мес. После остановки запускают в эксплуатацию нагнетательные и добывающие скважины на 5-7 мес.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи на 3-4%.

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что работу нагнетательных скважин с приемистостью менее 100 м³/сут проводят в циклическом режиме: 5-7 месяцев эксплуатация, 5-7 месяцев остановка, выявляют добывающие скважины, имеющие дебит по жидкости менее 15 м³/сут и обводненность более 80%, и в которых изменяется обводненность добываемой продукции при остановке нагнетательных скважин, работу выявленных добывающих скважин проводят в синхронном с нагнетательными скважинами циклическом режиме: 5-7 месяцев эксплуатация, 5-7 месяцев остановка.