СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD TO DEVELOP OIL POOL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2061179, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №15 от 27.05.1996 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления на 20-25% от начального, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка.
Недостатками данного способа является то, что за счет снижения пластового давления не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, т.к. весь закачанный рабочий агент поглощается пластом, что не дает возможности перераспределять объемы закачанного рабочего агента.
Также известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии (патент RU №2077663, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №11 от 20.04.1997, включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин, при этом характеристики вытеснения по каждой скважине и залежи в целом определяют при обводненности добывающей продукции 50-60%, затем определяют прогнозные значения объемов попутно добываемой воды и нефти, на основании которых рассчитывают прогнозный расчетный водонефтяной фактор с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади, после чего на залежи выделяют зоны с высоким и низким значениями водонефтяного фактора, проводят мероприятия по увеличению отбора жидкости, а в зонах с высокими значениями по уменьшению отбора жидкости, при этом в качестве мероприятий по увеличению отбора жидкости используют форсированный отбор или закачку ПАВ, а в качестве мероприятий по уменьшению отбора жидкости используют циклический отбор и закачку с переменой фильтрационных потоков или закачку полимерного раствора.
Недостатками данного способа является:
- во-первых, сложность осуществления способа и высокая вероятность ошибочного расчета водонефтяного фактора с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади;
- во-вторых, разработка ведется лишь с учетом водонефтяного фактора, но без учета пластовых давлений нагнетательных скважин, что снижает эффективность применения данного способа.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент №2303126, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2007 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка.
Недостатками данного способа являются:
во-первых, в качестве рабочего агента для поддержания пластового давления не используются контурные (сточные) воды, которые обладают большей плотностью, чем пресные, и обладают лучшей вытесняющей способностью, поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) низкий;
- во-вторых, при отборе нефти (продукции) из добывающих скважин не учитывается обводненность добывающих скважин, поэтому в некоторых случаях при высоких объемах отбора продукции из добывающих скважин может произойти преждевременное обводнение добываемой продукции, а в других это позволяет извлечь дополнительную нефть;
- в-третьих, не высокая эффективность и неравномерное вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи из-за того, что пластовые давления в нагнетательных скважинах и обводненность добывающих скважин на одной нефтяной залежи имеют большую разницу значений.
Задачей изобретения является повышение эффективности и равномерности вытеснения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет выравнивания пластовых давлений в нагнетательных скважинах и отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи с учетом их обводненности, а также увеличение (КИН) за счет использования приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, с возможностью изменения объемов отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, причем все нагнетательные скважины сообщаются между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента.
Новым является то, что определяют среднеарифметические значения пластового давления в нагнетательных и обводненности в добывающих скважинах нефтяной залежи, при этом нагнетательные скважины с пластовым давлением менее среднего относят к зонам пониженного давления, а нагнетательные скважины с пластовым давлением более средней относят к зонам повышенного давления, а добывающие скважины с обводненностью более средней относят к зонам повышенной обводненности, а добывающие скважины с обводненностью менее средней относят к зонам пониженной обводненности, группируют нагнетательные скважины по частям, причем часть нагнетательных скважин и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, находящихся в зоне повышенного пластового давления вблизи контура нефтеносности, снабжают электропогружными центробежными насосами ЭЦН и переводят их под форсированный отбор жидкости, добытую из этих скважин жидкость по системе существующих водоводов закачивают в нагнетательные скважины, находящиеся в зоне пониженного пластового давления внутри контура нефтеносности, также группируют добывающие скважины, находящиеся в зоне повышенной обводненности вблизи контура нефтеносности, переводят под форсированный отбор продукции, а в добывающих скважинах, находящихся в зоне пониженной обводненности внутри контура нефтеносности, уменьшают объемы отбора продукции.
На фиг. изображена схема осуществления предложенного способа.
n
n
n
Нефтяная залежь 1 разрабатывается сеткой нагнетательных 2; 2'; 2''; … 2 и добывающих 3; 3'; 3''; … 3 скважин. В нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2 производят закачку рабочего агента (например, воды) в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, а из добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3'' производят отбор продукции.
n
По мере выработки нефтяной залежи 1 ее запасы истощаются, добываемая продукция обводняется, пластовые давления в нагнетательных скважинах изменяются, причем на одной нефтяной залежи 1 разбег пластовых давлений нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2 может быть значительным, например, от 8 МПа до 27 МПа, поэтому ее дальнейшая разработка становится экономически нецелесообразной, поэтому для выработки остаточных запасов нефти в нефтяной залежи ее разработку производят следующим образом.
ср
ср.н.
n
n
Определяют среднеарифметические значения (Р) пластового давления всех нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2, находящихся на нефтяной залежи 1, в том числе и вблизи контура 4 нефтеносности. Например, среднеарифметическое значение пластового давления нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2 составляет (Р=15 МПа) нефтяной залежи 1.
cp
cp
n
n
Определяют среднеарифметическое значение (Q) обводненности всех добывающих 3; 3'; 3''; … 3 скважин, находящихся на нефтяной залежи 1. Например, среднеарифметическое значение обводненности добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3 составляет (Q=75%) нефтяной залежи 1.
n
ср.н.
н
ср.н.
в
Нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2 с пластовым давлением менее среднего (Р=15 МПа) значения относят к зонам пониженного давления (Р), а нагнетательные скважины с пластовым давлением более среднего (Р=15 МПа) относят к зонам повышенного давления (Р).
n
cp
в
cp
н
Добывающие скважины 3; 3'; 3''; … 3 с обводненностью более средней (Q=75%) относят к зонам повышенной обводненности (Q), а добывающие скважины с обводненностью менее средней (Q=75%) относят к зонам пониженной обводненности (Q).
n
n
Группируют нагнетательные 2; 2'; 2''; … 2 и добывающие 3; 3'; 3''; … 3 скважины по частям следующим образом.
в
в
Часть нагнетательных скважин, например это нагнетательные скважины: 2' и 2'', и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, например это добывающие скважины 3' и 3'', обводненность которых составляет 98% и выше, находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенного пластового давления (Р), например пластовые давления этих скважин составляют Р=20-25 МПа, снабжают электропогружными центробежными насосами (ЭЦН) (на фиг. не показано) и переводят эти скважины: 2'; 2'' и 3'; 3'' под форсированный отбор жидкости.
3
н
в
Добытую из этих скважин: 2'; 2'' и 3'; 3'' жидкость, например сточную воду из нагнетательных скважин 2'; 2'' плотностью ρ=1100 кг/м по системе существующих водоводов 5, закачивают в нагнетательные скважины 2'''; 2''''; 2''''', находящиеся внутри контура 4 нефтеносности в зоне пониженного пластового давления (Р), например пластовые давления нагнетательных скважин 2'''; 2''''; 2''''' составляют P=8-12 МПа.
в
н
Таким образом, производят перераспределение объемов закачки рабочего агента (сточной воды) из зон с повышенным пластовым давлением (Р) в зоны пониженного пластового давления (Р), находящиеся внутри контура 4 нефтеносности нефтяной залежи 1. Это выполняется с целью равномерного вытеснения остаточных запасов нефти (целиков нефти), находящихся в нефтяной залежи 1. Благодаря чему добиваются более ровного пластового давления в нефтяной залежи 1, т.е. снижается интервал изменения пластового давления в большую или меньшую сторону.
в
в
н
н
в
в
Добывающие скважины 3'''; 3'''', находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенной обводненности (Q), например с обводненностью: Q=85-95%, переводят под форсированный отбор продукции (нефти), а в добывающих скважинах 3'''''; 3'''''', находящихся внутри контура нефтеносности в зоне пониженной обводненности Q, например с обводненностью: Q=60-70% уменьшают объемы отбора продукции (нефти), т.е. переводят добывающие скважины 3'''''; 3'''''' на меньший дебит (производят замену ЭЦН на штанговый глубинный насос (ШГН) (на фиг. не показано). Это позволяет при форсировании отбора в добывающих скважинах в зоне повышенной обводненности (Q) извлечь дополнительную нефть, а при снижении объемов отбора в зоне пониженной обводненности (Q) исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет выравнить пластовые давления в нагнетательных скважинах и тем самым эффективно и равномерно произвести вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет перераспределения сточных вод нагнетательных скважин из зон с пониженным пластовым давлением в зоны повышенного пластового давления, а также увеличение (КИН) за счет использования в качестве рабочего агента приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, обладающей лучшей вытесняющей способностью, чем пресные воды, закачиваемые кустовыми насосными станциями.
Кроме того, реализация предложенного способа позволяет изменять объемы отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности, что, в свою очередь, позволяет извлечь дополнительную нефть и исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.