Способ разработки нефтяной залежи

,(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЛЕЖИ(57) Сущность изобретенинефтяной залежи путем закащего агента в нагнетательнотбор нефти из добывающихем закачиваемого в пластагента выбирают из условиястового давления, при которпереливы пластовых флюидоных добывающих скважинахванный период их работповысить нефтеотдачу плаобьемы отбираемой попутночиваемого агента. ЕФТЯНОЙ ЗА я. разработка чки вытесняюые скважины и скважин. Обьвытесняюще о величины плаом отсутствуют в в остановлен- в механизироы Позволяет ста понизить и водь л зак изт перелиенных да- рованный давления, при котором отсутствуювы пластовых флюидов в остановлбывающих скважинах в механизипериод их работы,На подавляющем большинстрождений Западной Сибири началстовое давление в залежах соотгидростатическому, Посколькунефти в пластовых условиях всегдединицы (как правило, 0,6 - 0,75 тчальный период разработки. добскважины эксплуатируются фонтасабом. По мере обводнения их истановится более тяжелым столб имой жидкости, фонтанированиепрекращается, их переводят чарованный способ эксплуатации (ЭЭВН, ЭДН, газлифт). Пластовое давесь период разработки остаетсяски на уровне начального, В меванный период, эксплуатации п(56) Совершенствование систем разработкинефтяных месторождений Западной Сибири, Бадьянов В.АБатурин Ю,Е., ЕфремовЕ.П, и др, Свердловск: Средне-Уральское кн.иэд-во, 1975, с, 158-167.Сургучев М.Л. Вторичные и третичныеметоды увеличения нефтеотдачи пластов,М.: Недра, 1985, с, 143-154,РД-0147035-214-86, Методическоеруководство по расчету коэффициентоввлечения нефти из недр, М 1986, 254 с. обретение относится к разработке нефтяных месторвкдении и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышлен ности,Задачей изобретения является повыше ние эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения коэффициента нефтеизвлечения, снижения объемов закачки вытесняющего агента и отбора попутной воды за счет снижения пластового давления в механизированный период работы добывающих скважин ниже минимального давления фонтанирования.Предложенное техническое решение предусматривает разработку нефтяной залежи путем отбора. нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, Отличается от известного решения тем, что обьем закачиваемого в залежь вытесняющего агента выбирают из условия величины пластоеого 09) г)1) ъ я)5 Е 21 В 43/20, 43/1 ве место ьное пла ветствует плотность а меньше /мз), в наывающие нным спородукции однимаескважин механиэи- ЦН. ШГН вление за практиче- ханизиро- риходитсяпериодически останавливать скважины для замены изношенного оборудования. При каждом таком ремонте скважину необходимо задавливать растворам ф повышенной плотности, поскольку при высоком давлении она переливает. При глушении расходуется большое количество минеральных солей, привозимых за тысячи километров, существенно понижаются проницаемые свойства призабойной зоны, Снижение пластового давления в эти периоды эксплуатации ниже минимального давления фонтанирования позволяет проводить ремонты скважин без глушения. Отпадает надобность в завозе минеральных солей, не ухудшается продуктивность скважины. При обводненности продукции добывающих скважин менее единицы минимальное давление фонтанирования, как правило, ниже начального пластового, При понижении последнего до давления неперелива происходит за счет упругоемкости и гидроринамического перепада вытеснение нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных объемов пласта с относительно высоким пластовым давлением в более проницаемые водонасыщенные, по которым жидкости фильтруются к добывающим скважинам. Это увеличивает коэффициент нефтеизвлечения, снижает отбор попутной воды за счет уменьшения неоднородности фильтрационных потоков. Поскольку снижение пластового давления происходит за счет ограничения закачки агента-вытеснителя, сокращается объем закачиваемой воды (агента-вытеснителя).Осуществляют предложенное техническое решение следующим образом,Общепринятым путем проектируют и реализуют систему разработки эксплуатационного обьекта с применением, например, метода заводнения, По общепринятым методикам определяют зависимость давления неперелива при разной обводненности продукции добывающих скважин и минимального забойного давления, которое может обеспечить используемый механизированный способ эксплуатации скважин, также в зависимости от обводненности продукции. На участках (блоках) залежи с механизированной эксплуатацией скважин понижают пластовое давление путем ограничения (вплоть до полного прекращения) закачки, При этом периодически контролируют пластовые и забойные давления в добывающих скважинах, следя за тем, чтобы пластовое давление было бы не выше давления неперелива, а забойное давление - не ниже минимального забойного давления. Регулируют давления величиной закач 35 40 45 5 10 15 20 25 30 ки воды и изменения режимов работы (сменой) оборудования в добывающих скважинах.В качестве примера реализации предложенного технического решения рассмотрена разработка пласта БС 1 о Мамонтовского месторождения Западной СибирИ, находящегося в эксплуатации с 1970 года. По состоянию на 01.01.1991 г. обводненность продукции скважин составляла 73,4. Для добычи нефти применяется линейная трехрядная система размещения скважин с последующим ее переводом в замкнутую. Плотность сетки в линейной системе - 56.2, в замкнутой 31 га/скв. Геолого-физические параметры пласта и технико-технологические ограничения; глубина залежи - 2450 м; ее тип - пластовая сводовая;коллектор - поровый;средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10.3 м; коэффициенты пористости - 21,5 ф,; проницаемости - от 0,140 мкм, начальнойгнефтенасыщенности - 0.669, объемный нефти - 1.18; вытеснения нефти водой - 0.645; упругоемкости нефти - 9 10", воды - 2 10 , породы - 2 10 см /кгс, потерь-5 .5 2закачки - 0,15; показатель прерывистости пласта - 0,2, показатель послойной неоднородности - 0.05; плотность в поверхностных условиях нефти - 0,887, воды - 1,015 т/м; вязкость в пластовых условиях нефти - 1,44, воды - 0.5 гпПа с; давление начальное - 24.3, насыщения - 9.3 МПа, пластовая температура - 75 С, газовый фактор - 49 м /т; давление на устьях нагнетательных скважин - 13 МПа, на забоях добывающих скважин фонтанных - 20, механизированных - 17 МПа; коэффициент эксплуатации скважин фонтанных - 0,8-.0,95, механизированных - 0,8-0,95, нагнетательных - 0,9-0.95, В соответствии с фактическим вводом сква жин в эксплуатацию проведены с использованием математической модели двумерной двухфазной фильтрации расчеты технологических показателей разработки залежи по реализуемому (иэвестный) и предлагаемому вариантам. Снижение пластбвого давления по последнему варианту предусмотрено с 1992 года. По результатам расчетов установлено: по сравнению с известным предложенное техническое решение обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения на 2,6 пункта, снижение накопленных обьемов отбора попутной воды в 1,23 раза, зэквчки - в 1.21 раза, себестоимость по сравнвнию с известным способом несколько ниже.Формула изобретения Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добываюЗаказ йг 33 Тираж Подписное ВНИИПИ Грсударствениого комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж. Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101 щие скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины при периодической остановке добывающих и нагнетательных скважин, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что закачку вытесняющего агента осуществляют в обьеме, необходимом для установления пластового давления, не превышающего давление перелива пластовых флюидов в остановленных добывающих скважинах 5 в механизированный период их работы.