RU2179237C1

RU2179237C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2179237C1
Application number: RU2001106124A
Authority: RU
Inventors: Р.М. Миннуллин; В.А. Таипова; Ф.Ф. Халиуллин; А.Ф. Закиров; А.А. Просвирин
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть"
Priority date: 2001-03-06
Filing date: 2001-03-06
Publication date: 2002-02-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти. Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины. Периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину. Для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.

Description

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин (М.Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - С. 85).

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта ("Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67).

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважины и периодический отбор нефти (патент РФ N 2138625, кл.E 21 B 43/20, опубл. 1999 г. - прототип).

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор.

В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.

Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. периодический отбор продукции через добывающие скважины;
3. проведение периодического отбора продукции через, по крайней мере, одну добывающую скважину;
4. для выбора скважины проведение ее остановки и замера затрубного давления;
5. при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проведение периодического отбора продукции в циклическом режиме: работа - остановка;
6. остановка скважины при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза;
7. запуск в работу скважины при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 7 являются существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом. В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Возрастание затрубного давления свидетельствует о наличии нефти в пласте и о целесообразности эксплуатации скважины в циклическом режиме. Газ, выделяющийся из нефти, скапливается в затрубье и повышает затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза. Снижение затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об отборе основной части нефти из подошедшего фронта и о начале добычи главным образом воды. Возрастание затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об осаждении конусов воды в околоскважинной зоне и о возможности начала отбора нефти. Время, необходимое на накопление нефти зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретные величины времени накопления нефти определяют в промысловых условиях. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти. Приток нефти в скважину увеличивается.

Пример конкретного выполнения.

Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбирают продукцию пласта с 87%-ной обводненностью. Нефть имеет низкое газосодержание 50 м³/т. Удельный вес нефти равен 865 кг/м³. Залежь разрабатывают на естественном режиме. Нефтенасыщенная толщина составляет 4 м.

Для подключения в активную разработку нефтенасыщенной части пласта добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Через 10 сут отмечено возрастание затрубного давления на 1 МПа. Из скважины организуют периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т.е. до затрубного давления 0,5 - 0,65 МПа, и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т.е. до давления 1 МПа. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился с 3000 до 4200 т. Темп отбора нефти возрос с 0,9 до 1,1% от балансовых запасов.

Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.