Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Нефтяную залежь разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами. Закачивают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и отбирают продукцию из добывающих скважин до их предельной обводненности с последующим отключением. При достижении предельной обводненности добывающих скважин в них закачивают полимерный раствор в объеме 5 - 10% балансовых запасов, приходящихся на эти скважины. Одновременно нагнетательные скважины - обводнители переводят на самоизлив. Добывающие скважины, расположенные в зоне со стороны скважин - обводнителей, пускают на форсированный режим работы. Скважины, находящиеся с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин, временно останавливают. Закачку увеличивают, после чего в нагнетательных скважинах, расположенных со стороны скважин - обводнителей, уменьшают закачку и увеличивают отбор в добывающих скважинах. В зоне с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин закачку увеличивают, уменьшая отбор с последующим пуском обводненных скважин в работу. 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений в поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем разбуривания его добывающими и нагнетательными скважинами и последующей закачки воды в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин всех рядов до содержания воды в добываемой продукции до 80% а в последнем ряду до 98% [1] Недостатком способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения вследствие малого охвата объекта дренированием (40-70%).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, согласно которому неоднородное нефтяное месторождение разбуривают системой добывающих и нагнетательных скважин и осуществляют закачку воды и эксплуатацию каждой добывающей скважины до предельной рентабельной обводненности с последующим их отключением [2] Существенным недостатком этого способа является то, что в условиях неоднородного объекта с высоковязкой нефтью отключение скважин ведет к усилению обводнения ближайших добывающих скважин и, как следствие, добыче вместе с нефтью больших объемов воды и, соответственно, нерациональной ее закачке.

Целью изобретения является экономия материальных затрат за счет снижения попутно добываемой с нефтью воды и снижения закачки вытесняющего агента.

Цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи, включающим разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин до их предельной обводненности с последующим отключением.

Новым является то, что при достижении предельной обводненности добывающих скважин в них закачивают полимерный раствор в объеме 5-10% балансовых запасов, приходящихся на эти скважины, одновременно нагнетательные скважины-обводнители переводят на самоизлив, добывающие скважины, расположенные в зоне со стороны скважин-обводнителей, пускают на форсированный режим работы, а находящиеся с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин временно останавливают, а закачку увеличивают, при этом после закачки полимерного раствора в нагнетательных скважинах, расположенных со стороны скважин-обводнителей, закачку уменьшают, увеличивая отбор в добывающих скважинах этой зоны, а в зоне с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин закачку увеличивают, уменьшая отбор с последующим пуском обводненных скважин в работу.

На фиг. 1 представлена карта разработки участка нефтяной залежи по известному способу; на фиг. 2 то же, по предлагаемому способу.

Участок по площади состоит из четырех зон различной проницаемости (А,Б, В, Г зоны соответственно с проницаемостями 0,25; 0,5; 0,10; 0,05 мкм²), разбурен трехрядной системой добывающих и нагнетательных скважин. На фиг. 1 и 2 фронт вытеснения (зона наибольших градиентов насыщенности) обозначен линией l.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь, представленную неоднородными коллекторами с высоковязкой нефтью, разбуривают проектной сектой скважин и осуществляют обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин: определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции скважин.

Рассмотрим осуществление предлагаемого способа на примере элемента трехрядной системы заводнения, включающего две нагнетательные (1н и 2н) и четыре добывающие скважины (1-4) (см.фиг.2). Скважины расположены в зонах с различной проницаемостью, и поэтому по продуктивности и приемистости они существенно отличаются друг от друга (лучшая продуктивность у скв. N 2 и худшая у скв. N 3). Среди нагнетательных лучшая скв. N 1н.

Залежь рассматриваемого участка представлена высоковязкой нефтью ( _{н =} 60 мПа с).

В условиях неоднородного пласта с высоковязкой нефтью при закачке воды в нагнетательные и отборе продукции из добывающих скважин нефть вытесняется прежде всего из зоны с высокими коллекторскими характеристиками.

Если в начальной стадии разработки фронт вытеснения характеризуется неравномерностью, связанной с геологическим строением участка залежи и насыщающих пласты флюидов, то при замещении нефти водой неравномерность фронта все более увеличивается. Происходит все большее снижение фильтрационных сопротивлений в направлениях высокопроницаемых зон по сравнению с фильтрационными сопротивлениями зон низкой проницаемости из-за более интенсивного снижения вязкости пластового флюида в этих зонах при замещении нефти водой. Скважину N 2, расположенную в высокопроницаемой зоне, обводняют в первую очередь и после достижения в ней предельной обводненности приступают к использованию предлагаемого способа.

С целью предотвращения преждевременного прорыва фронта закачиваемой воды через высокопроницаемую зону (по линии между скважинами 1н-2-1) и предотвращения защемления нефти по направлению низкопроницаемой части пласта в зоне по линии скважин 1н-1 и обводнения скважины центрального ряда (скв.1) в обводненную скв. 2 закачивают расчетный объем 0,05%-ного полимерного раствора (например, полиакриламида). Оптимальный объем полимерного раствора составляет 5-10% балансовых запасов, приходящихся на эту скважину. Во время закачки полимерного раствора в скв.2 скважину-обводнитель 1н останавливают и пускают на самоизлив. Кроме того, рассматриваемую зону около обводненной скв. 2 условно делят на две части (граница линия l) так, чтобы в одной части находились источник обводнения и противоположная к нему зона. В данном примере первая зона около скв.1н, куда входят нагнетательная скв.1н и добывающая скв.4, вторая зона там, где расположены добывающие скв.1 и 3 и нагнетательная скв. 2н. Во время закачки полимерного раствора в обводненную скв. 2 добывающую скв.4 в первой зоне переводят на форсированный режим работы, а во второй зоне останавливают скв.1 и 3. Это приводит к тому, что закачиваемый полимерный раствор направляется преимущественно в сторону источника обводнения, тем самым закупоривая пути поступления вытесняющей жидкости в обводненную скважину. После этого скважины на участке переводят на рабочий режим. Скважины 1, 3, 4 пускают под добычу, а скв.1н под нагнетание. При этом уменьшают отбор продукции и увеличивают закачку (по отношению режимов работы этих скважин до осуществления предлагаемого способа) во второй зоне и увеличивают отбор и уменьшают закачку в первой зоне. Благодаря этому происходит изменение направления фильтрационных потоков, после чего обводненную добывающую скв.2 вновь пускают в эксплуатацию.

Механизм процессов, происходящих при этом в пласте, заключается в том, что после закупорки каналов поступление вытесняющей жидкости, фронт воды и оторочка полимерного раствора оттесняются от обводненной скважины, тем самым создаются условия для возобновления эксплуатации этой скважины. Происходит выравнивание фронта вытеснения за счет отступления вытесняющей жидкости на высокопроницаемом участке, где до применения предлагаемого способа наблюдался опережающий ее прорыв. Происходит снижение добычи попутно добываемой вытесняющей жидкости и объема закачки, в результате чего уменьшаются затраты на добычу нефти.

П р и м е р. Осуществление предлагаемого способа рассмотрим на примере залежи нефти (фиг.2), разбуренной по трехрядной системе с расстоянием между скважинами и между рядами 400 м. На участке пробурили четыре добывающие (1-4) и две нагнетательные скважины (1н, 2н). Средняя проницаемость участка равна 0,225 мкм². Коллектора насыщены нефтью вязкостью 60,0 мПа с. Балансовые запасы нефти участка составляют 157 тыс.т. В нагнетательные скв.1н и 2н ведется закачка воды соответственно с приемистостью 40 и 20 м³/сут с давлением на устье 12 МПа. По истечении 11 лет эксплуатации скв.2 обводнилась закачиваемой водой на 98% При достижении предельной обводненности в скв.2 текущая обводненность в скв.1,3 и 4 составляла соответственно 89, 60 и 80% После этого осуществили закачку в нагнетательные скважины разнотипных индикаторов (тритий и селитра). По концентрации поступающих индикаторов в добывающих скв.1, 3 и 4 определили долю поступления воды от каждой нагнетательной скважины, т.е. скважины-обводнители. Установили, что в добывающие скв.1 и 3 со стороны нагнетательной скв.1н поступает 83% объема продукции и 17% от скв. 2н. Следовательно, скважиной-обводнителем является нагнетательная скв. 1н.

Обводненную скв. 2 остановили и произвели закачку в пласт 2,6 тыс.м³ 0,05%-ного раствора полиакриламида. При этом при закачке полимерного раствора нагнетательную скв. 1н остановили и пустили на самоизлив с дебитом 10 м³/сут, остановили также добывающие скв.1 и 3, увеличили отбор из скв.4 с 10 до 15 т/сут и закачку в скв.2н с 20 до 40 м³/сут.

После окончания закачки полимерного раствора остановленные скважины, кроме обводненной, пустили в работу с режимом, позволяющим оттеснить фронт воды и оторочку полимерного раствора от обводненной скважины (скв.1н пустили под закачку, а скв.1 и 3 под добычу). Для этого уменьшили объем нагнетания в скв. 1н (по сравнению с режимом до применения способа) с 40 до 20 м³/сут, уменьшили отбор из добывающей скв.1 с 15 до 10 м³/сут. Через 3 мес пустили в работу обводненную скв.2 с дебитом 10 м³/сут и обводненностью 70% За последующий год работы из этой скважины было добыто 2 тыс.т нефти.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин до их предельной обводненности с последующим отключением, отличающийся тем, что при достижении предельной обводненности добывающих скважин в них закачивают полимерный раствор в объеме 5 10% балансовых запасов, приходящихся на эти скважины, одновременно нагнетательные скважины-обводнители переводят на самоизлив, добывающие скважины, расположенные в зоне со стороны скважин-обводнителей, пускают на форсированный режим работы, а находящиеся с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин временно останавливают, а закачку увеличивают, при этом после закачки полимерного раствора в нагнетательных скважинах, расположенных со стороны скважин-обводнителей, закачку уменьшают, увеличивая отбор в добывающих скважинах этой зоны, а в зоне с противоположной стороны относительно обводненных добывающих скважин закачку увеличивают, уменьшая отбор с последующим пуском обводненных скважин в работу.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2