Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку воды и доотмывающих нефть агентов через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину до обводненности продукции, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых зон в случае расположения по крайней мере одной добывающей скважины в зоне пласта с низкой проницаемостью между нагнетательной и другой добывающей скважинами, после обводненности продукции скважины в зоне пласта с низкой проницаемостью на 50 60% ее останавливают и ведут закачку доотмывающих нефть агентов до достижения им не менее половины расстояния между добывающей скважиной в зоне с низкой проницаемостью пласта и другой добывающей скважиной, затем отбор нефти возобновляют.

Изобретение относится к нефтеобрабатывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.
Цель изобретения повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых зон пласта в случае расположения по крайней мере одной добывающей скважины в зоне пласта с низкой проницаемостью между нагнетательной и другой добывающей скважинами.
На фиг. 1 показана схема реализации способа.
13-ти точечный обращенный элемент содержит внешнюю орбиту из шести добывающих скважин 1 и внутреннюю орбиту из шести добывающих скважин 2. Пласт внутри внешней орбиты содержит зону I проницаемостью К₁ и зону II проницаемостью К₂, причем К₁ > К₂. К зоне II приурочена по крайней мере одна скважина 1а внешней орбиты и одна скважина 2а внутренней орбиты. Нагнетательная скважина 3 расположена в зоне I.
На фиг. 2 показана кривая изменения коэффициента продуктивности (Кпр) скважины по жидкости в зависимости от обводненности продукции.
П р и м е р 1. На начальной стадии разработки нагнетают в залежь вытесняющий агент, например воду, через нагнетательную скважину 3. Нагнетаемая вода фильтруется с опережением по зоне I. Так как проницаемость в этой зоне больше, чем в зоне II, то остаточная нефтенасыщенность в зоне I за фронтом вытеснения меньше, чем в зоне II, а эффективность применения химреактивов в зоне II выше, чем в зоне I. На последующей стадии начинает заводняться зона II и в первую очередь добывающая скважина 2а внутренней орбиты. При обводнении продукции скважины 2а до 50-60% коэффициент продуктивности, как это следует из кривой на фиг. 2, будет уменьшаться, а при обводненности более 50-60% увеличиваться. При этом этапе нагнетают раствор ПАВ (химреагентов) в залежь через скважину 2а. Если нагнетать раствор раньше, это может привести к преждевременному снижению коэффициента продуктивности из-за увеличения водонасыщенности пласта в призабойной зоне скважины за счет нагнетания водного раствора ПАВ (химреагентов). Указанная выше водонасыщенность пористой среды в призабойной области скважины 2а необходима также для беспрепятственного разрыва (расширения) оторочки раствора ПАВ (химреагентов) движущимся потоком воды в направлении нагнетательная скважина 3 добывающая скважина 1а. Оторочка ПАВ, расширяясь, охватывает процессом вытеснения нефти большие участки зоны II и проталкивается потоком воды, нагнетаемой через нагнетательную скважину 3, в добывающую скважину 1а. Таким образом, в данном способе нагнетание раствора ПАВ (химреагентов) производят тогда, когда в призабойной зоне скважины 2а существенно увеличивается фазовая проницаемость для воды. Однако при этом остаточная
насыщенность этой зоны существенно превышает остаточную нефтенасыщенность промытой водой высокопроницаемой зоны I. Нагнетаемый раствор ПАВ (химреагентов) более эффективно вытесняет нефть из зоны II (из зоны с большей нефтенасыщенностью), недели из зоны I (из зоны с низкой остаточной нефтенасыщенностью), что следует из результатов многочисленных лабораторных экспериментов. В период закачки раствора ПАВ (химреагентов) в скважину 2а продолжают отбирать жидкость из залежи через добывающие скважины 1, включая 1а и 2 (за исключением скважины 2а), и нагнетать в залежь воду через нагнетательную скважину 3. Прекращают нагнетать раствор ПАВ (химреагентов) через скважину 2а после того, как весь расчетный объем будет закачан в залежь. Эксплуатацию скважины 2а временно останавливают до тех пор, пока оторочка раствора ПАВ (химреагентов) не достигнет менее середины расстояния между скважинами 2а и 1а, после чего добычу жидкости из залежи через добывающую скважину 2в возобновляют. Скорость продвижения оторочки контролируют известными методами и по ней определяют время ее прохождения середины расстояния между скважинами 2а и 1а или определяют расчетным путем. Условие достижения оторочки примерно середины расстояния между скважинами 2а и 1а необходимо для того, чтобы при возобновлении добычи жидкости через добывающую скважину 2а преждевременно не извлекать закачанный в пласт раствор ПАВ (химреагентов).
П р и м е р 2. Объект применения способа выбран на залежи месторождения, сложенной преимущественно слабоглинистыми песчаниками и имеющей пластовую, сводовую структуру. В западной и северо-западной части залежь разрабатывается с применением площадной обращенной двухорбитной системы. Выбранный 13-точечный обращенный элемент состоит из внешней орбиты из шести добывающих скважин 1 и внутренней орбиты из шести добывающих скважин 2. Внутри внешней орбиты выделяется зона II со средневзвешенной по толщине пласта проницаемостью 0,160 мкм 2, к которой приурочена одна добывающая скважина 2а внутренней орбиты и две соседних с ней скважины 1а внешней орбиты, а нагнетательная скважина 3 и остальные добывающие скважины элемента расположены в зоне I проницаемостью 0,450 мкм 2. Средняя нефтенасыщенная толщина зоны I составляет 8,4 м, пористостью 26,1% начальная нефтенасыщенность 63,8% запасы, приуроченные к этой зоне, равна 2,1 млн.т или 80% от начальных балансовых запасов участка. Фильтрационно-емкостные характеристики зоны II следующие: средняя нефтенасыщенная толщины 5,1 м, пористость 24,9% начальная нефтенасыщенность 59,7% запасы составляют 0,51 млн.т.
На момент начала применения способа текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) по зоне I составил 34,4% а в зоне II только 20,2% что доказывает факт опережающей выработки зоны I по сравнению с зоной II и, как следствие, текущая нефтенасыщенность по зоне II значительно выше, чем в зоне I, и эффективность применения по этой зоне также выше. Значения коэффициента продуктивности по скважине, расположенной во внутренней орбите, в зоне II после снижения до 8,4 м³/сут.МПа выросло до 103 м³/сут.МПа, обводненность составила 62% приемистость скважины по воде 480 м³/сут при давлении 13,0 МПа. На этой стадии эксплуатации данной скважины, когда фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне значительно увеличивается, начинают закачку раствора доотливающего нефть агента. Размер оторочки, необходимой для закачки, составляет 1% от начального нефтенасыщенного порогового объема участка воздействия зоны II, равного 0,53 млн.м³, и потребует закачки 0,562 т/т химреагента. Добыча нефти из остальных добывающих скважин участка и закачка воды в центральную на нагнетательную скважину в это время продолжаются. После закачки необходимого количества композиции эксплуатацию добывающей скважины приостанавливают, пока оторочка не достигнет не менее середины расстояния между скважинами 2а и 1а, которое равно 160 м, и расчетным путем определяют время остановки скважина 2а. При приемистости центральной скважины 1800 м³/сут оторочка продвигается от добывающей скважины 2а на расстояние, достаточное для того, чтобы при возобновлении добычи жидкости через скважину 2а преждевременно не извлекать закачанный в пласт химреагент за 1,51 года. Расчеты, проведенные с применением двумерной модели двухфазной фильтрации по данному участку, показывают, что с применением способа коэффициент нефтеотдачи достигает 50,7% по сравнению с 47,5% получаемых при нагнетании воды в центральную скважину 3, т. е. прирост в целом по участку равен 83,8 тас.т дополнительно добытой нефти, или 149 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанного химреагента. Кроме того, согласно расчетам конечная нефтеотдача достигается почти одновременно по зонам I и II, что позволяет значительно сократить время разработки участка.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых зон в случае расположения по крайней мере одной добывающей скважины в зоне пласта с низкой проницаемостью между нагнетательной и другой добывающей скважинами. Через нагнетательную скважину закачивают воду и доотмывающие нефть агенты. После обводненности продукции скважины в зоне пласта с низкой проницаемостью на 50 - 60% ее останавливают. Закачку доотмывающих нефть агентов ведут до достижения им не менее половины расстояния между добывающей скважиной в зоне с низкой проницаемостью пласта и другой добывающей скважиной, затем возобновляют отбор нефти. После закачки необходимого количества композиции эксплуатацию добывающей скважины приостанавливают, пока отсрочка не достигнет не менее середины расстояния между скважинами. 2 ил.