Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности кспособам разработки нефтяных залежей.Цель изобретения - увеличение коэффициента извлечения нефти за счет повышения равномерности дренирования ипромывки продуктивного пласта по толщине,Сущность,заявляемого способа состоитв следующем, При разработке залежи с поддержанием пластового давления закачкойводы неравномерность охвата продуктивного .пласта дренированием по толщинеприводит к формированию к моменту обводнения интервала отбора остаточногоцелика нефти, приуроченного к прикровельной части пласта. Протяженность остаточного целика в предлагаемом способеуменьшается за счет локализации интервалов вскрытия добывающих скважин в прикровельной части пласта, и соответственноболее интенсивного ее дренировэния напервом этапе разработки и за счет совместного отбора нефти и воды и уменьшениятемпов подъема контакта "нефть-вода" после достижения языками воды интерваловотбора на втором этапе.При проведении анализа признаки, отличающие предлагаемый способ от прототипа, обнаружены не были, что позволяетсделать вывод о его соответствии критерию"существенные отличия".На фиг. 1 показан продуктивный пласт,показан в момент реализации соответственно первого и второго этапов разработки,Способ реализуют следующим образом,Продуктивный пласт 1 разбуривают добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами и вскрывают его интерваламиперфорации 4 и 5. Вскрытие добывающихскважин производят в верхней прикровельной части пласта. Далее на первом этаперазработки через скважины 3 производятнагнетание рабочего агента, а через скважины 2 извлечение из залежи пластовых флюидов. Контакт "вода-нефть" 6 на первомэтапе разработки имеет форму, позволяющую обеспечить более равномерный охватпласта по вертикали по сравнению с ситуацией полного вскрытия продуктивного пласта на линии отбора указанная динамикавытеснения показана на чертеже пунктирной, линии 7, С достижением языком подошвенной воды линии отбора продуктивныйпласт 1 в добывающих скважинах 2 вскрывают полностью и переходят на совместныйотбора нефти и воды (фиг. 2), В том случае,когда вследствие неодинаковой проницаемости пласта по различным направлениям достижение водой добывающих скважинпроисходит на различные моменты времени, перевод их на совместной отбора нефти и воды производят поочередно по мере фор мирования подошвенной водонасыщеннойзоны, Отбор подошвенной воды вместе с нефтью позволяет замедлить вертикальный подъем контакта "вода-нефть" и обеспечить более полную выработку прикровельного 10 остатка нефти, Без реализации указанныхмероприятий после обводнения интервала вскрытия на линии отбора в прикровельной части между добывающей и нагнетательной скважинами остается протяженный целик 15 нефти (пунктирная пиния на фиг. 2). Целикоттесняется конусом подошвенной воды от интервала отбора и в дальнейшем нефть из него не вымывается.20П р и м е р, Условия реализации способа: толщина продуктивного пласта 20 м, расстояние между добывающими.и нэгнетательными скважинами 500 м, ширина элемента разработки - 500 м, пористость и25 проницаемость коллектора, соответственно, 0,3 и 0,1 мкм, плотность и вязкость2нефти, соответственно, 0,8 г/см и 5 мПа с,зплотность и вязкость рабочего агента (воды) - 1 г/см и 1 мПа с, коэффициент вытесз30 нения нефти водой - 0,8, пластовоедавление - 150 атм, извлекаемые запасы вэлементе разработки - М=0,384 млн,т.На первом этапе разработки в добываю щих скважинах вскрывают прикровельнуючасть продуктивного пласта интервалами на перфорации величиной до 10 м, В нагкетательных скважинах продуктивный пласт вскрывают полностью, Далее производят 40 закачку воды через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие. Величины депрессий в добывающих скважинах устанавливают равными - 20 атм, Добывающие скважины при 45 депрессиях 20 атм работают с дебитами276 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин по воде из условий поддержания пластового давления на начальном уровне устанавливают равной 346 т/сут.50Полное обводнение нижней половиныпродуктивного пласта при указанных дебитах происходит за 694 сут с момента начала разработки, Далее в добывающих скважинах продуктивный пласт вскрывают полностью и производят совместный отбор нефти и воды, Дебиты по нефти и воде при этом устанавливают равными 138 и 173 т/сут, Полная выработка нефти из элемента разработки при указанных дебитах происхо1811244 дит к концу шестого года с начала закачкиводы. Экономический эфФект от реализациина нефтяных залежах предлагаемого способа разработки может быть оценен по толщиФормула изобретения1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯ НОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий раэбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие продуктивного пласта в скважинах. закачку через нагнетательные скважины 15 воды и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения коэффициента извлечения нефти зз счет повышения равномерности дренирования и 20 промывки продуктивного пласта по толщине, разработку залежи осуществляют не остаточного забрасываемого слоя нефти, которая зависит от предельной рентабельной добычи нефти для данного нефтегазодобывающего региона. Для месторождений Кубани, например, указанная величина составляет 4 м. в два этапа, причем в добывающих скважинах нз первом этапе вскрывают прикровельную часть пласта, а величину интервала вскрытия устанавливают равной Ь = 0,5 й, где Ь - величина интервала вскрытия, м; и - толщина пласта, м, авторой этап начинают после достижения подошвенными водами добывающих скважин, при этом добывающие скважины вскрывают пласт на полную толщину.2. Способ по п,1, отличающийся тем, что добывающие скважины вскрывают пласт на полную толщину поочередно.1811244 Редактор 1, Курк Коррек мборска Тираж Подписное НПО "Поиск" Роспатента113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5