RU2066369C1

RU2066369C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2066369C1
Application number: RU95108718/03A
Authority: RU
Inventors: Р.Х. Муслимов; Э.И. Сулейманов; О.Г. Гордеева; А.И. Иванов; Г.Г. Ганиев
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть"
Priority date: 1995-06-08
Filing date: 1995-06-08
Publication date: 1996-09-10
Also published as: RU95108718A

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. На поздней стадии разработку залежи производят на участках разработки в циклическом режиме: 2-6 мес превышение объемов закачки рабочего агента через нагнетательные скважины над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, 2-6 мес. превышение объемов отбора жидкости через добывающие скважины над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины до снижения пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Известен способ разработки нефтяной залежи методом поглощающего вытеснения, при котором из залежи отбирают нефть через добывающие скважины при остановленных нагнетательных скважинах до достижения заданной степени падения пластового давления, затем останавливают добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины до увеличения пластового давления до определенной величины, останавливают нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины и т.д. [2]
Известный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи с неоднородным коллектором за счет диффузии нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые при падении пластового давления. Однако способ становится малоэффективным после нескольких циклов снижения повышения пластового давления. Пластовое давление не удается восстанавливать до исходного при каждом цикле. Объемы добычи нефти постоянно снижаются. Все это приводит к невысокой нефтеотдаче залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [3]
Известный способ позволяет вовлечь в разработку новые зоны залежи, однако он малоэффективен при разработке неоднородной нефтяной залежи. Как правило, даже при циклическом заводнении не удается вытеснить нефть из низкопроницаемых зон залежи, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Это достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины при выполнении циклического режима на поздней стадии разработки в течение 2-6 мес закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят с превышением его объемов над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, затем в течение 2-6 мес осуществляют отбор жидкости через добывающие скважины с превышением его объемов над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и до снижения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления.

Существенными признаками изобретения являются: циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины; проведение действий на поздней стадии разработки; проведение разработки залежи в циклическом режиме: повышение пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления снижение пластового давления на величину до 3% от текущего среднего пластового давления; проведение цикла повышение-снижение пластового давления длительностью полуцикла 2-6 мес; проведение циклов за счет превышения объемов закачки или отбора жидкости, подразумевающее наличие как закачки, так и отбора при каждом полуцикле.

При разработке неоднородной нефтяной залежи при снижении пластового давления нефть из низкопроницаемых зон поступает в высокопроницаемые зоны пласта. Обратный процесс проникновения нефти из высокопроницаемых зон в низкопроницаемые при увеличении пластового давления производит в значительно меньшей степени. По-видимому, в низкопроницаемые зоны поступает рабочий агент.

В то же время при циклическом воздействии на пласт со стороны нагнетательных скважин возможен процесс вытеснения нефти не только из высокопроницаемых зон, но и в значительно большей степени из низкопроницаемых зон. Нефть, выделившаяся из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую при снижении пластового давления, немедленно продвигается к добывающим скважинам. Ее место занимает рабочий агент. При этом нарушаются условия для обратного движения нефти в низкопроницаемую зону при повышении пластового давления и создаются условия для поступления туда рабочего агента. Таким образом, совмещение циклического заводнения с поглощающим вытеснением приводит к получению синергетического несуммарного эффекта по нефтеотдаче. Особенно высокий эффект наблюдается при проведении процесса на поздней стадии разработки залежи при выработанности более 70% запасов залежи, когда залежь в значительной степени обводнена. Проведение процесса на участках разработки чаще всего ограниченных нагнетательными скважинами, позволяет создать перепад пластового давления не только в пределах одного участка, но и между участками. Выбор конкретных значений полупериода 2-6 мес и величины повышения и снижения пластового давления 3% подобран эмпирически исходя из достижения наибольшей нефтеотдачи залежи.

В качестве рабочего агента может быть использована бобриковская пластовая вода следующего состава: общая минерализация составляет 6610,6 мг-экв/л при уд. весе 1,1518 г/см³; содержание СI 117183, 52 мг/л, О 144 мг/л, НСО₃ 73,2 мг/л, Са 11763,48 мг/л, М 6808,5 мг/л, Nа+К 2409,6 мг/л. Попутную бобриковскую пластовую воду получают смешением пресной воды с плотностью 1 г/см³ с пластовой бобриковской водой в различных соотношениях.

Пример 1. Разрабатывают залежь с показателями, приведенными в таблице.

Нефтяную залежь разрабатывают, закачивая рабочий агент через 138 нагнетательных скважин и отбирая нефть через 378 добывающих скважин. Скважины размещены по рядной системе. Разработку ведут до снижения пластового давления с 11,8 МПа до 9,5 МПа. Определяют зоны поступления рабочего агента перпендикулярно рядам нагнетательных скважин и переводят добывающие скважины на этих участках в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления до выработки 70% извлекаемых запасов залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме 10-20 сут закачка 10-20 сут остановка. При этом продолжительность закачки и остановки варьируют по скважинам из условия соблюдения равенства объемов отбора и закачки жидкости в пласт за год. В течение 3 мес увеличивают объемы закачки рабочего агента через нагнетательные скважины за счет сокращения времени остановки и увеличения времени закачки рабочего агента. В то же время останавливают часть добывающих скважин, имеющих высокие дебиты порядка 100 т/сут и высокую обводненность добываемой продукции, приближающуюся к 100% Закачивают в пласт на участке разработки, имеющем 10 нагнетательных скважин порядка 150000 м³ жидкости за 3 мес. За тот же период отбирают порядка 100000 м³ жидкости через 21 добывающую скважину (из которых 6 остановлены). Пластовое давление за 3 мес поднимают с 9,5 МПа до 9,785 МПа. В качестве рабочего агента используют пресную воду. В следующие 3 мес запускают в работу остановленные добывающие скважины и повышают отбор жидкости до 150000 м³ за 3 мес. В то же время сокращают циклы закачки и увеличивают циклы остановки нагнетательных скважин, доводя объем закачки агента до 1000000 м³ за 3 мес. Пластовое давление за 3 мес снижают до 9,5 МПа. Продолжают режим снижения пластового давления следующие 3 мес до достижения пластового давления 9,215 МПа. После этого вновь увеличивают пластовое давление до 9,5 МПа за 3 мес и циклы повторяют. Таким образом реализуют цикл с полупериодом 6 месяцев.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, но длительность полупериода цикла сокращают до 2 мес, а в качестве рабочего агента используют попутную бобриковскую пластовую воду плотностью на разных участках от 1,04 до 1,14 г/см³. Варьируют пластовое давление в пределах ± 1%
Пример 3. Выполняют, как пример 2, но длительность полуцикла увеличивают до 4 мес. Варьируют пластовое давление в пределах ±2%
Применение предложенного способа позволяет увеличить текущую нефтеотдачу залежи на 2-3%

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при выполнении циклического режима на поздней стадии разработки в течение 2 6 месяцев закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят с превышением его объемов над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, затем в течение 2 6 месяцев осуществляют отбор жидкости через добывающие скважины с превышением его объемов над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и до снижения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления.