патент
№ RU 2657589
МПК E21B43/16

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Авторы:
Петров Владимир Николаевич Оснос Владимир Борисович Данилов Данил Сергеевич
Все (9)
Правообладатель:
Все (2)
Номер заявки
2017114833
Дата подачи заявки
26.04.2017
Опубликовано
14.06.2018
Страна
RU
Дата приоритета
29.05.2024
Номер приоритета
Страна приоритета
Как управлять
интеллектуальной собственностью
Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах. Закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%. Начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности. После увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность. Циклы закачки рабочего агента продолжают по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.

Описание

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2130116, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №13 от 10.05.1999), включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков, причем ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки, все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки, участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины, в следующий полупериод цикла режима работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные, после чего участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки и в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.

Недостатками данного способа являются сложность и низкая эффективность, связанная с тем, что происходит постоянное изменение направления фильтрационных потоков как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, а также не учитывается степень обводненности добывающих скважин, так как в блоках происходит неравномерное движение фильтрационных потоков от нагнетательных рядов к добывающим скважинам.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (патент RU №2465445, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2012), включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины, при этом закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность способа из-за неравномерной закачки воды в нагнетательные горизонтальные скважины, связанной с неоднородностью коллектора, что соответственно приводит к неравномерному движению фильтрационных потоков от нагнетательных горизонтальных скважин к добывающим. В результате часть запасов нефтяной залежи остаются неохваченными воздействием рабочего агента, при этом оставшиеся запасы нефти в залежи не вырабатываются, что приводит к низкому значению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Технической задачей является повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов за счет выравнивания фронта заводнения, что приводит к увеличению охвата продуктивных пластов при вытеснении нефти водой.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса со следующими характеристиками: глубина - 1022 м, пластовая температура - 21°C, пластовое давление - 11,0 МПа, средняя пористость - 13%, средняя проницаемость - 0,0366 мкм, средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м3. Залежь массивная.

Залежь разрабатывают циклическим заводнением, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

В процессе разработки предварительно определяют величину начальной водонасыщенности продукции в добывающих скважинах, равную 20%. Производят закачку рабочего агента с постоянным расходом и останавливают закачку при средней обводненности в добывающих скважинах на 50% от начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 30%), после чего закачку рабочего агента останавливают. При достижении средней обводненности продукции на 10% выше начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 22%), начинают закачивать рабочий агент в нагнетательные скважины до достижения обводненности продукции 30%. Далее циклы повторяют.

Если в течение трех месяцев простоя нагнетания рабочего агента средняя обводненность продукции в добывающих скважинах не будет составлять на 10% выше начальной водонасыщенности (обводненность выше 22%), то за начальную водонасыщенность принимают среднюю обводненность, до которой она снизилась после трех месяцев простоя. После 18 мес. эксплуатации остановили закачку рабочего агента на 3 мес. (21 мес.), после чего средняя обводненность продукции составила 24%, которую принимают за начальную водонасыщеннность. Закачивают рабочий агент до обводненной продукции 36%, а начинают закачивать рабочий агент при обводненности 26,5%. После 3 лет эксплуатации за начальную водонасыщенность приняли 28%. Закачивают рабочий агент до остановки при обводненности продукции 42%, а возобновляют закачку при обводненности приблизительно 33%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично.

При достижении начальной водонасыщенности 62% закачку рабочего агента продолжают до обводненности продукции не более 90%, а начинают закачку рабочего агента при обводненности приблизительно 68%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично до достижения начальной водонасыщенности более 85%, после чего скважины с обводненностью более 90% переводят под нагнетание рабочего агента.

При таком способе эксплуатации увеличивается время работы добывающих скважин до их перевода в нагнетательные примерно на 10%, более равномерно распределяется фронт вытеснения и увеличивается КИН до 3%, т.е. более полно вырабатываются запасы нефти по сравнению с наиболее близким аналогом.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Как компенсировать расходы
на инновационную разработку
Похожие патенты