RU2813867C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей. Способ включает закачку вытесняющей жидкости – пластовой воды через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины. При осуществлении способа определяют добывающую скважину с высоким обводнением более 90% и нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с добывающей скважиной с приёмистостью 250-300 м³/сут. В добывающей скважине увеличивают забойное давление на 10-15% при добыче жидкости на прежнем уровне, а объем закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину увеличивают на 40-60%. Повышается эффективность разработки нефтяной залежи и увеличивается нефтеотдача пласта.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных залежей (патент RU №2773587, МПК Е21В 43/20, опубл. 06.06.2022 г., бюл. №16), включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки месторождения обводнившихся добывающих скважин. Выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении 3 месяцев в добывающих скважинах. Затем на этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину, по ранее проведенным лабораторным исследованиям керна проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%, проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м³ на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки, равном 100-150 атм, после реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее чем на 10% от значений до закачки.

Недостатком данного способа является то, что во многих случаях направления основных фильтрационных потоков, по которым вода, вытесняющая нефть, движется от нагнетательных к добывающим скважинам, не совпадают с прогибами пласта. Поэтому закачка кольматирующих составов в скважины, выбранные этим способом, во многих случаях неэффективна.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки нефтяной залежи и увеличение нефтеотдачи пласта.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим закачку вытесняющей жидкости - пластовой воды через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки залежи обводнившихся добывающих скважин.

Новым является то, что определяют добывающую скважину с высоким обводнением более 90% и нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с добывающей скважиной с приемистостью 250-300 м³/сут, при этом в добывающей скважине увеличивают забойное давление на 10-15% при добыче жидкости на прежнем уровне, а объем закачиваемой пластовой воды в нагнетательную скважину увеличивают на 40-60%.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефтенасыщенный пласт вскрывают системой нагнетательных и добывающих скважин. Путем закачки воды в нагнетательные скважины нефть вытесняют к добывающим скважинам.

Определяют добывающую скважину с высоким обводнением более 90% и нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с добывающей скважиной с приемистостью 250-300 м³/сут. При этом в добывающей скважине увеличивают забойное давление на 10-15% при добыче жидкости на прежнем уровне, а объем закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину увеличивают на 40-60%.

Затем извлекают нефть на поверхность через добывающие скважины.

Пример конкретного исполнения

На рассматриваемом месторождении разрабатывают терригенную залежь, разбуренную по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м.

Определяют добывающую скважину и нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с добывающей скважиной.

Добыча нефти по добывающей скважине составляет 9,8 т/сут, обводненность 90,2%, закачка пластовой воды в нагнетательную скважину - 265 м³/сут с забойным давлением 6,2 МПа при текущем пластовом давлении 12,2 МПа.

В добывающей скважине перекрывают затрубное пространство, добыча жидкости сохраняется на уровне 99,8 т/сут, забойное давление увеличивают до 7,1 МПа, закачку пластовой воды увеличивают до 397,5 м³/сут.

Закачиваемая вода начинает перераспределяться по новым, еще не промытым каналам, к другим добывающим скважинам, на которых забойное давление, как правило низкое, увеличивается тем самым нефтеотдача пласта и повышается эффективность вытеснения нефти на данном участке залежи.

Способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность разработки нефтяной залежи и увеличивает нефтеотдачу пласта.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющей жидкости - пластовой воды через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки залежи обводнившихся добывающих скважин, отличающийся тем, что определяют добывающую скважину с высоким обводнением более 90% и нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с добывающей скважиной с приемистостью 250-300 м³/сут, при этом в добывающей скважине увеличивают забойное давление на 10-15% при добыче жидкости на прежнем уровне, а объем закачиваемой пластовой воды в нагнетательную скважину увеличивают на 40-60%.