Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи. Залежь разрабатывают в режиме снижения пластового давления, отбирая нефть через добывающие скважины и закачивая рабочий агент через нагнетательные скважины. На поздней стадии разработки производят разукрупнение объекта разработки. На разукрупненном объекте разработки останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной скважине. Затем увеличивают объемы закачки рабочего агента до увеличения пластового давления на 10 - 15% выше начального и поддерживают его до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, дальних от нагнетательной скважины. Далее запускают в работу остановленные скважины. Разработку далее ведут в режиме поддержания пластового давления выше начального. 3 з. п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1] Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача из-за неэффективности применения способа на многопластовой залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, разукрупнение объекта разработки на поздней стадии разработки [2] Недостатком этого способа является невысокая нефтеотдача вследствие неравномерности выработки запасов пластов залежи.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные и разукрупнение объекта на подземной стадии разработки, до разукрупнения объекта разработку ведут в режиме снижения пластового давления, а после разукрупнения объекта на разукрупненном объекте разработки останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной скважине, увеличивают объем закачки рабочего агента через нагнетательную скважину до увеличения пластового давления на 10-15% выше начального пластового давления и поддерживают его до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, дальних от нагнетательной скважины, запускают в работу остановленные добывающие скважины, а разработку ведут в режиме поддержания пластового давления выше начального пластового давления.

Дебит добывающих скважин, ближних к нагнетательной скважине, можно ограничить. Расход рабочего агента через нагнетательную скважину можно увеличить.

В качестве рабочего агента можно использовать попутную девонскую воду плотностью 1,05-1,18 г/см³.

Существенными признаками изобретения являются отбор нефти через добывающие скважины; закачка рабочего агента через нагнетательные скважины; разукрупнение объекта разработки на поздней стадии разработки; до разукрупнения объекта проведения разработки в режиме снижения пластового давления; после разукрупнения объекта разработки остановка добывающих скважин, ближних к нагнетательной скважине на разукрупненном объекте; увеличение объема закачки рабочего агента через нагнетательную скважину до увеличения пластового давления на 10-15% выше начального пластового давления; поддержание пластового давления до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, дальних от нагнетательной скважины; запуск в работу остановленных добывающих скважин; проведение дальнейшей разработки залежи в режиме поддержания пластового давления выше начального пластового давления; ограничение дебита добывающих скважин, ближних к нагнетательной скважине; увеличение расхода рабочего агента через нагнетательную скважину; использование в качестве рабочего агента попутной девонской воды плотностью 1,05-1,19 г/см³.

При разработке многопластовой нефтяной залежи в начальный период разработки пласты разрабатывают единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Однако при такой системе разработки пласты вырабатываются неравномерно. Снижение пластового давления до 85-95% от начального способствует увеличению отбора нефти из пластов. Однако после разукрупнения нефтеотдача существенно увеличивается. Разукрупнение многопластового объекта разработки производят, выделяя в самостоятельные объекты разработки отдельные пласты и, в пределах одного пласта, зоны. В пределах зоны пласта имеется гидродинамическая связь, а участки пласта между зонами непроницаемы, т.е. являются неколлектором.

В пределах разукрупненного объекта разработки (зоны) часть добывающих скважин, как правило дальних от нагнетательной скважины, не воспринимают воздействие нагнетательной скважины. Поэтому для их задействования сначала останавливают промежуточные добывающие скважины, ближние к нагнетательной, повышают на 10-15% пластовое давление, обеспечивая взаимодействие нагнетательной и дальних добывающих скважин. После этого продолжают разработку объекта, запускают остановленные добывающие скважины, а пластовое давление поддерживают на уровне, обеспечивающем взаимодействие нагнетательной и дальних добывающих скважин. При этом дебит ближних добывающих скважин может быть ограничен или может быть увеличен расход рабочего агента через нагнетательную скважину. Использование в качестве рабочего агента попутной девонской воды увеличивает эффективность способа на данной залежи. На поздней стадии разработки пластовая девонская вода плотностью 1,18 г/см³ за годы закачки в залежь пресной воды была разбавлена и в пластовых условиях приняла плотность на разных участках залежи от 1,05 до 1,18 г/см³. Целесообразно закачивать на разукрупненном объекте разработки попутную девонскую воду именно той плотности, какая есть сейчас в пласте.

П р и м е р 1. Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь, состоящую из восьми пластов, каждый пласт изолирован от другого. Залежь характеризуется следующими параметрами: глубина залегания продуктивных пород 1750 м; начальное пластовое давление 17,5 МПа; начальная пластовая температура 38,6^оС; плотность нефти в пластовых условиях 0,86 г/см³; вязкость нефти в пластовых условиях 3,7 МПа с.

Залежь разрабатывают, отбирая нефть через 500 добывающих скважин и закачивая пресную воду через 260 нагнетательных скважин. Объем отбора пластовых флюидов 8 т/сут превышает объем закачки рабочего агента 380 м³/сут, вследствие этого пластовое давление начинает снижаться. После снижения пластового давления до 15,0 МПа производят разукрупнение объекта разработки, выделяя в самостоятельные объекты отдельные пласты. Так как в пределах отдельных пластов наблюдается нарушение сплошности плаcта, то зоны пласта, не имеющие между собой гидродинамической связи, также выделяют в самостоятельные объекты разработки. На разукрупненных объектах останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной. Увеличивают объем закачки рабочего агента через нагнетательную скважину с 380 до 500 м³/сут для увеличения пластового давления до 19,2 МПа, что на 10% выше начального пластового давления. Такое давление на объектах поддерживают до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, удаленных от нагнетательной скважины. После этого вводят в эксплуатацию остановленные добывающие скважины и продолжают разработку объектов, поддерживая пластовое давление на уровне 19,2 МПа.

Разработка залежи согласно предлагаемому способу позволит повысить нефтеотдачу на 3% П р и м е р 2. Пример аналогичен примеру 1, но в качестве рабочего агента в нагнетательные скважины закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,05 г/см³.

После снижения пластового давления до 15,5 МПа производят разукрупнение объекта разработки. Выделяют в самостоятельные объекты отдельные пласты и зоны внутри пласта. На разукрупненных объектах останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной. Увеличивают объем закачки рабочего агента с 380 до 520 м³/сут для повышения пластового давления до 19,8 МПа, что на 13% выше начального пластового давления.

Такое давление поддерживают до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, удаленных от нагнетательной скважины. После этого вводят в эксплуатацию остановленные добывающие скважины с дебитом, равным 9 т/сут. При вводе в эксплуатацию остановленных добывающих скважин (ближайших к нагнетательной скважине) приток пластовых флюидов к дальним добывающим скважинам снижается. Для того, чтобы обеспечить взаимодействие нагнетательной скважины с дальними добывающими скважинами, дебит добывающих скважин, ближних к нагнетательной уменьшают до 7 т/сут.

Дальнейшую разработку объектов ведут, поддерживая пластовое давление на уровне 17,5 МПа. При этом нефтеотдача залежи увеличивается на 2% П р и м е р 3. Аналогичен примеру 1, но в качестве рабочего агента закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,18 г/см³.

После снижения пластового давления до 15,0 МПа производят разукрупнение объекта разработки. На разукрупненных объектах останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной. Увеличивают объем закачки рабочего агента до 560 м³/сут до повышения пластового давления до 20,3 МПа, что на 15% выше начального.

Такое давление поддерживают до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, удаленных от нагнетательной. После этого вводят в эксплуатацию остановленные добывающие скважины с дебитом 10 т/сут. При вводе в эксплуатацию остановленных ближних добывающих скважин приток пластовых флюидов к дальним добывающим скважинам снижается. Для возобновления притока увеличивают расход рабочего агента до 600 м³/сут.

Дальнейшую разработку объектов ведут, поддерживая пластовое давление на уровне 17,5 МПа. При этом нефтеотдача возрастает на 3% П р и м е р 4. Аналогичен примеру 3, но в качестве рабочего агента закачивают попутную девонскую воду плотностью 1,10 г/см³.

Нефтеотдача возрастет на 3% Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет увеличить нефтеотдачу по сравнению с прототипом на 2-3%

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и разукрупнение объекта разработки на поздней стадии разработки, отличающийся тем, что до разукрупнения объекта разработки разработку ведут в режиме снижения пластового давления, а после разукрупнения объекта разработки на разукрупненном объекте разработки останавливают добывающие скважины, ближние к нагнетательной скважине, увеличивают объемы закачки рабочего агента через нагнетательную скважину до увеличения пластового давления на 10 15% выше начального пластового давления и поддерживают его до появления притока пластовых флюидов в добывающих скважинах, дальних от нагнетательной скважины, запускают в работу остановленные добывающие скважины, а разработку ведут в режиме поддержания пластового давления выше начального пластового давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что ограничивают дебит добывающих скважин, ближних к нагнетательной скважине.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что увеличивают расход рабочего агента через нагнетательную скважину.

4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют попутную девонскую воду плотностью 1,05 1,18 г/см³.