Патент на изобретение №2164591
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу. В период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение на группы скважин по результатам определения их приемистости, приготовление вязкоупругих составов для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами, закачку вязкоупругих составов в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины, изменение вязкоупругих составов последовательно, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, продавку вязкоупругих составов в призабойную зону скважины продавочной жидкостью, вырьируют составы и давления закачки [1]. Известный способ обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов, однако не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме с выбором продолжительности цикла закачки и выработки пласта, разделение пласта на группы, осуществление оценки средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу – менее проницаемых пластов, выбор продолжительности цикла закачки воды из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй группы [2]. Известный способ обеспечивает повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов, однако конечная нефтеотдача залежи остается на недостаточно высоком уровне. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, задание времени цикла закачки кустовой насосной станцией из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышает давление в малопроницаемой зоне пласта, и разобщение полости разводящих трубопроводов в период прекращения закачки вытесняющего агента [3]. Известный способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением, однако нефтеотдача залежи невелика. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. Признаками изобретения являются: 1. закачка рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины; 2. отбор нефти через добывающие скважины; 3. объединение малоприемистых нагнетательных скважин в одну группу; 4. в период первого полуцикла циклического режима закачка рабочего агента во все скважины насосом высокой производительности; 5. в период второго полуцикла циклического режима прекращение закачки рабочего агента насосом высокой производительности; 6. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин; 7. в период второго полуцикла циклического режима закачка рабочего агента насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения. Сущность изобретения При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в залежи. Предлагаемое техническое решение направлено на повышение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом. При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и постоянный отбор нефти через добывающие скважины. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу. К малоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость до 50 м3/сут при закачке рабочего агента насосом высокой производительности, обеспечивающим расход рабочего агента 1000 и более м3/сут при давлении нагнетания 9 – 13 МПа. Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента во всю группу малоприемистых скважин. В период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины, в том числе и в группу малоприемистых скважин, насосом высокой производительности. При этом через высокоприемистые скважины с приемистостью более 50 м3/сут в пласт поступает повышенное количество рабочего агента. Пластовое давление в пласте в зоне высокоприемистых скважин растет быстрее, чем в зоне малоприемистых скважин. Неравномерность роста пластового давления отрицательно сказывается на разработке, снижает нефтеотдачу залежи. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности во все нагнетательные скважины и закачивают рабочий агент насосом малой производительности только в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. При этом происходит выравнивание пластового давления по пласту. Пластовое давление в зоне высокоприемистых и малоприемистых скважин сравнивается. Насосы высокой производительности обеспечивают расход рабочего агента порядка 250 – 500 м3/сут при давлении нагнетания 15-25 МПа. За счет более высокого давления нагнетания во втором полуцикле в пласт поступает большее количество рабочего агента, чем при закачке в первом полуцикле насосом высокой производительности (низкого давления нагнетания). Пример конкретного выполнения способа Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость – 18,4%, средняя проницаемость – 0,646 мкм2, нефтенасыщенность – 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта – 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, начальное пластовое давление – 16 МПа, пластовая температура – 29oC, параметры пластовой нефти: плотность – 930 кг/м3, вязкость – 46 мПа  с, давление насыщения – 1,8 МПа, газосодержание – 15,2 м3/т, содержание серы – 3,64%.
На залежи выделяют участок разработки. На участке разработки отбирают нефть через 25 добывающих скважин. Четыре малоприемистые нагнетательные скважины с приемистостью 45, 47, 49 и 50 м3/сут объединяют в группу малоприемистых скважин. Прочие три нагнетательные скважины с приемистостью порядка 250 м3/сут эксплуатируют без объединения в группу. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины ведут циклически. В качестве рабочего агента используют попутную пластовую воду. В период первого полуцикла, равного 15 сут, циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, равной 1000 м3/сут. При этом в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин пластовое давление становится равным 16,5 МПа, а в зоне малоприемистых скважин – 16,1 МПа. В период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности, равной 500 3/сут, только в группу из четырех малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки. В результате пластовое давление в зоне высокоприемистых нагнетательных скважин и в зоне малоприемистых нагнетательных скважин становится равным 16,3 МПа. Продолжительность второго полуцикла составляет 12 сут.
В результате разработки удается повысить нефтеотдачу залежи на 0,3%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.
Источники информации1. Патент РФ N 2136862, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. 2. Патент РФ N 2132940, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. 3. Патент РФ N 2142556, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1999 г. – прототип. Формула изобретения
|
||||||||||||||||||||||||||
