RU2814233C1

RU2814233C1 - Способ разработки участка многопластовой залежи нефти

Info

Publication number: RU2814233C1
Application number: RU2023119409A
Authority: RU
Inventors: Ришат Минехарисович Хабипов; Данил Сергеевич Данилов; Кирилл Дмитриевич Шуматбаев
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина
Filing date: 2023-07-24
Publication date: 2024-02-28

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводнённых участков нефтяной залежи. Способ разработки участка многопластовой залежи нефти включает бурение вертикальной и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, гидродинамически не связанных, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающие скважины. При этом бурят вертикальную нагнетательную скважину в центральной части участка залежи и наклонные добывающие скважины по периметру внутри участка залежи. Затем пропласток с высокой проницаемостью разрабатывают в естественном режиме до снижения пластового давления на 15%, после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве вытесняющей жидкости попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и объемом закачки пластовой воды, равным 1,2 объема добываемой продукции от окружающих наклонных добывающих скважин. Пропласток с низкой проницаемостью разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции от 70%, после чего в качестве вытесняющей жидкости используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов ее закачки на 18%. Обеспечивается повышение нефтеизвлечения залежи.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводнённых участков нефтяной залежи, и может быть использовано для выравнивания водонефтяного контакта (ВНК), достижения равномерности выработки зон залежи.

Известен способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU № 2620689, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/14, опубл. 29.05.2017 г., Бюл. № 16), включающий бурение вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи , где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи, при этом добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

Недостатком способа является преждевременная обводненность и неполная выработка запасов по пропласткам залежи.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения залежи за счет выравнивания продвижения ВНК, повышения эффективности вытеснения нефти, достижение равномерной выработки зон многопластовой залежи с разнопроницаемыми пропластками.

Указанная задача достигается описываемым способом разработки участка многопластовой залежи нефти, включающим бурение вертикальной и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью гидродинамически не связанных, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что бурят вертикальную нагнетательную скважину в центральной части участка залежи и наклонные добывающие скважины по периметру внутри участка залежи, причем добывающие скважины строят равномерно относительно вертикальной нагнетательной скважины для выравнивания профиля приемистости, затем пропласток с высокой проницаемостью разрабатывают в естественном режиме до снижения пластового давления на 15%, после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве вытесняющей жидкости попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и объемом закачки пластовой воды, равным 1,2 объема добываемой продукции от окружающих наклонных добывающих скважин, а пропласток с низкой проницаемостью разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции от 70%, после чего в качестве вытесняющей жидкости используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов ее закачки на 18%.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурят вертикальную нагнетательную скважину в центральной части участка залежи и наклонные добывающие скважины по периметру внутри участка залежи. Добывающие скважины строят равномерно относительно нагнетательной скважины для выравнивания профиля приемистости. На основании геолого-гидродинамического моделирования, гидродинамических исследований выделяют пропластки залежи с высокой и низкой проницаемостью, гидродинамически не связанные.

Пропласток с высокой проницаемостью разрабатывают в естественном режиме до снижения пластового давления на 15%, после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве вытесняющей жидкости попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и объемом закачки пластовой воды равным 1,2 объема добываемой продукции от окружающих добывающих скважин, а пропласток с низкой проницаемостью разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции от 70%, после чего в качестве вытесняющей жидкости используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов закачки рабочего агента на 18%.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывают нефтяную многопластовую залежь. По результатам керна и геофизических исследований скважин: пористость 20 – 27%, проницаемость 121-374,8 мД, нефтенасыщенность 84,6%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 963 м, средняя нефтенасыщенная толщина 3 м, начальное пластовое давление 10,6 МПа, пластовая температура 25 ^oС, параметры пластовой нефти: плотность 899 кг/м³, вязкость 66,9 мПа*с, давление насыщения 2,4 МПа, газосодержание 7,1 м³/т.

Проводят гидродинамические исследования, замеры текущего пластового давления, геолого-гидродинамическое моделирование, разделяют залежь на пропластки с низкой и высокой проницаемостью.

Пропласток залежи с проницаемостью 374,8 мД разрабатывают на естественном режиме с пластовым давлением 9,9 Мпа. При снижении давления до 8,5 Мпа начинают закачивать в пропласток для поддержания этого текущего давления попутно добываемую воду 84 м³/сут, при этом добыча от окружающих добывающих скважин составляет 70 м³/сут.

В пропласток залежи с проницаемостью 121 мД сразу закачивают попутно добываемую воду в объеме 76 м³/сут в режиме поддержания пластового давления 11,3 МПа. Проводят отбор проб на обводненность, при обводненности добываемой продукции от 70-80 % снижают объем закачки рабочего агента 64 м³/сут.

Данный способ позволит повысить нефтеизвлечения залежи за счет выравнивания продвижения ВНК и эффективность вытеснения нефти, достичь равномерной выработки зон многопластовой залежи с разнопроницаемыми пропластками.

Claims

Способ разработки участка многопластовой залежи нефти, включающий бурение вертикальной и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, гидродинамически не связанных, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что бурят вертикальную нагнетательную скважину в центральной части участка залежи и наклонные добывающие скважины по периметру внутри участка залежи, причем добывающие скважины строят равномерно относительно вертикальной нагнетательной скважины для выравнивания профиля приемистости, затем пропласток с высокой проницаемостью разрабатывают в естественном режиме до снижения пластового давления на 15%, после чего его переводят с естественного режима разработки в режим заводнения с использованием в качестве вытесняющей жидкости попутно добываемой воды в режиме поддержания текущего пластового давления и объемом закачки пластовой воды, равным 1,2 объема добываемой продукции от окружающих наклонных добывающих скважин, а пропласток с низкой проницаемостью разрабатывают в режиме поддержания пластового давления до обводненности добываемой продукции от 70%, после чего в качестве вытесняющей жидкости используют попутно добываемую воду с уменьшением объемов ее закачки на 18%.