Способ разработки нефтяной залежи

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТ ЗАЛЕЖИ(57) Сущность изобретения: при разр нефтяной залежи применяют зам воздействие на залежь. Нагнетат скважины размещены по замкнутом метру, добывающие скважины - внут го периметра. Ряды нагнетате скважин по периметру позволяют п угол между направлениями вытесня агента от смежных рядов, не превыш 90 О, а запасы нефти между линиями тания и первым рядом добывающи жин в элементе составляют не менее общих запасов нефти элемента с разработки. В,М Проождений ения, М.: рски мест ввод сетки скважин бер Е.И., Халин, изд-во, Уфа 6. Мет ффиц : 1986 ическоентов из с. Изоб нефтяны пользова мышленн Заданагнетательных рядов различились не более чем на 90 О, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75 от общих запасов элемента системы разработки. СОСреди известных систем площадное Я воздействие на залежь является наиболее (Я сильным с точки зрения перепада давления ( ) на пласт и охвата его воздействием. В силу ) этих факторов возрастают дренируемые эа- р пасы нефти (по сравнению с линейным воздействием гри всех прочих равных условиях), Однако в площадном воздействии очень велика неоднородность фильтра- Од ционных потоков в системе скважин.Практически к каждой добывающей скважине эакачиваемый агент подходит с противоположных сторон. В реальных условиях (эонально неоднородный пласт, неодновременный вврд скважин в эксплуатацию) неГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(56) Ковалев В,С, и Житомигноэ разработки нефтяныхи эффективность систем эНедра, 1976, с, 166,Оптимизация плотност(авторы: Усенко В.Ф., Шремов Э,М, и др., Башкирское1976, с. 52.Р.д. 39-0147035-214-8руководство по расчету коэвлечения нефти из недр. М етение относится к разработкеместорождений и может быть исо в нефтегазодобывающей прости,чеи изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения коэффициента нефтеотдачи и темпов отбора нефти, а также сокращения отбора попутной воды эа счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков в системе скважин и усиления воздействия на пласт с точки зрения перепадов давления и охвата воздействием.Предложенное техническое решение в кл ючает зам кнутое воздействие на элемент системы разработки пласта, размещение нагнетательных скважин по замкнутому периметру, добьвающих скважин внутри периметра, отличается тем, что нагнетательные скважины размещают так, чтобы направления вытеснения нефти от смежных(5)5 Е 21 В 43/30, 43/2 аботке кнутое ельные у перири этольных олучить ющего ающий нагнех сква от истемыФормула изобретения Способ разработки нефтяной залежи,включающий замкнутое воздействие на элемент системы разработки пласта с запасами нефти с размещением нагнетательных скважин по замнутому периметру, добывающих скважин - внутри периметра, о т л ич а ю щ и й с я тем, что нагнетательные скважины размещают так, что угол между направлениями вытеснения нефти от смежных нагнетательных рядов не превышает 90 О, а запасы нефти между линиями нагнетания и первым рядом добывающих скважин в элементе составляют не менее 75 от общих запасов нефти элемента системы разработки. 45 50 55 редки случаи, когда от одной иэ нагнетательных скважин вытесняющий агент подошел к добывающей скважине, а другие нагнетательные скважины, вытесняющие к ней нефть, еще не введены в эксплуатацию. Это, естественно, сильно понижает нефте- отдачу пласта и темп отбора запасов, вынуждает добывать большие балластные объемы воды, Технико-экономические показатели разработки ухудшаюгся. Как видно, при площадном воздействии с большой неоднородностью фильтрационных потоков вырабатываются все запасы залежи, В линейных системах воздействия значительная часть запасов (30 - 50%), дренируемых стягивающими рядами, также вырабатывается с большой неоднородностью фильтрационных потоков, помимо этого, указанные запасы удалены от линии нагнетания на значительные расстояния, что понижает охват воздействием, т, е, коэффициент нефтеотдачи. В предложенном техническом решении вырабатываются с больной неоднородностью фильтрационных потоков не более 25 запасов, остальные охвачены практически мономерным сильным воздействием, Это существенно повышает нефтеогдачу пласта и темпы отбора запасов, снижает объемы добываемой балласной воды.Предложенный способ разработки может быть реализован как на новой, так и на эксплуатируемой залежи нефти. б первом случае размещают на ней ряды нагнетательных скважин таким образом, чтобы они образовывали замкнутые элементы (квадраты, шестиугольники, прямоугольники) Добывающие скважины размещают в центрах элементов таким образом, чтобы между линиями нагнетания и первыми добывающими рядами находилось не менее 75"-,ь запасов элемента. На разрабатываемом месторождении такие элементы формируют переводом части добывающих скважин под нагнетание, а также бурением дополнительных как добьоающих, так и нагнетательных скважин. Плотность сетки в обоих случаях выбирают по результатам технико-экономическис расчетов.В качестве примера рассмотрена разра 1 отка гипотетической нефтяной залежи с применением известного и предлагаемого тесн гческих решений, Геолого-физические сов.;стоа пласта и технико-технологические о,1 ничения приняты типовыми для гориэона а БС 1 о Сургутского свода: глубина залегания 2300 м; залежь чистонефтяная; эфФективная нефтенасыщенная толщина - 8 м; коэффициенты пооистоати - 25; проницаемости - от 0,5 мкм. начальной нефте 5 10 15 20 25 30 35 40 насыщенности - 0,75, песчанистости 0,65, вытеснения - 0,67, удельной продуктивности - 9,0 т/сут МПа; показатель послойной неоднородности - 0.30; степени прерывистости - 0,6; плотность в поверхностных условиях нефти 0,85, воды - 1,00 т/м; вязкость в пластовых условиях нефти -з1,5, воды - 0,5 п 1 Па с; пересчетный коэффициент для нефти 0,8; давление начальное - 23; насыщения - 13 МПа, начальная температура - 75 С, газосодержание - 55 мl г, относительная проницаемость для воды в полностью заводненном пласте - 0,3; давление на забое скважин добывающих 12, нагнетательных - 35 МПа; коэффициент эксплуатации скважин добывающих 0.9, нагнетательных - 0,95; весовая обоодненность при отключении добывающих скважин 0.98; коэффициент потерь закачки 0,15; способ эксплуатации - до 30 обводненности фонтанный, далее механизированный (ЭЦН). Среди известных рассмотрено линейное воздействие с трехи пятирядным размещением добывающих скважин. В предлагаемом способе элементы формировались на базе квадратного размещения нагнетательных рядов. Плотность сетки скважин 31 га/скв была одинаковой во всех случаях. Технологические показатели разработки определены с применением двумерной двухфазной математической модели фильтрации в предположении мгновенного ввода всех скважин участка (50 скважин). По результатам расчетов установлено; применительно к рассмотренным условиям предложенное техническое решение обеспечило по сравнению с известным увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 3-7 пунктов, темпов отбора нефти - в 1,1-2,0 раза, снижение объема попутной воды - в 1,1-1,5 раза, себестоимости - на 20,