Способ разработки залежи высоковязкой нефти

НАЦИОНАЛЬНОЕ ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(23) 14.08.1981 (56) Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по до(24) 13.02.1993 быче нефти. М. Недра, 1974, с. 91Патент США Не 3903966, кл. Е 21 В 43/20, 1975(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЬТСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИИзобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей высоковязкой нефти, состоящих из слоев и пластов различной проницаемости.Известен способ разработки залежи нефти,включающий бурение скважин и внутриконтурное заводнение, например, по площадной обращенной 9-точечной схеме 1.Недостаток известного способа заключается в низком коэффициенте нефтеотдачи К,прежде всего в низком коэффициенте охвата воздействием КШ , например К Кшт х КШ 0,7 х 0,4 0,28. При этом способе значительная доля запасов нефти, потенциально доступных вытеснению,оказывается не охваченной вытеснением, например, 1 - Км 0,6.Из-за высокой неоднородности нефтяной залежи по проницаемости слоев и пластов уже отмеченный недостаток известного способа имеет место как при относительно редких сетках скважин, например, с площадью 16-32 га на одну скважину, так и при относительно густых сетках,например, с площадью 2-4 га на одну скважину.Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины с последующим переводом обводнивщихся добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добывающих скважин 2.Недостатком способа является закрытие первоначальных нагнетательных скважин, что не позволяет эффективно применять способ на залежи нефти с неоднородными пластами.Целью изобретения является повышение нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами.Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти путем нагнетания воды в залежь через нагнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины с последующим переводом обводнявщихся добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добывающих скважин, одновременно с переводом обводнивщихся добывающих скважин в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетательные скважины,а в дополнительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты.На фиг. 1, а, б, в, г даны схематический план расположения нагнетательных и добывающих скважин и последовательное сгущение сетки скважин на фиг. 2, а, б, в, г - схематический профильный разрез и последовательное сгущение сетки скважин, где 1 - нагнетательная скважина,2 - добывающая скважина, 3 - нефтяной пласт, 4 заводненный нефтяной пласт, 5 - непродуктивный пласт, 6 - перфорация пласта.Сначала (фиг.1, а) показан отдельный участок залежи с одной ячейкой обращенной 9 точечной схемы площадного заводнения, содержащей одну нагнетательную и восемь добывающих скважин.На следующем этапе (фиг. 1, б) на том же самом участке за счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные число нагнетательных скважин увеличивается до пяти, а за счет дополнительного бурения четырех добывающих скважин второй очереди, общее число добывающих остается равньпи восьми.В дальнейщем (фиг. 1, в) за счет превращения четырех добывающих скважин первой очереди в нагнетательные, число нагнетательных становится равным девяти, а за счет бурения 12 добывающих скважин третьей очереди общее число добывающих становится равным 16.На заключительном этапе (фиг. 1, г) за счет превращения четырех добывающих скважин второй очереди в нагнетательные число нагнетательных становится равным 13, а за счет бурения 16 добывающих скважин четвертой очереди общее число добывающих становится равным 28.На фиг. 2 показан разрез отдельного участка залежи, содержащего восемь прерывистых и неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, который первоначально (фиг. 2, а) имеет только все скважины (одну нагнетательную и одну добывающую), затем (фиг. 2, б) за счет превращения в нагнетательную добывающей скважины первой очереди нагнетательных становится две и дополнительно бурится добывающая скважина второй очереди, далее (фиг. 2, в) за счет превращения в нагнетательную добывающей второй очереди число нагнетательных скважин становится равным трем и дополнительно бурятся две добывающие третьей очереди, наконец (фиг. 2, г), за счет превращения в нагнетательные двух добывающих скважин третьей очереди нагнетательных становится пять и дополнительно бурятся четыре добывающие четвертой очереди.На первом этапе (фиг. 2, а) перфорацией в скважинах вскрыты все нефтяные пласты, кроме непродуктивных пластов. На втором этапе (фиг. 2, б) в добывающей скважине второй очереди вскрыты все нефтяные пласты, кроме одного, который был обводнен на предыдущем первом этапе. На третьем этапе (фиг. 2, в) в добывающих скважинах третьей очереди вскрыты нефтяные пласты, но не вскрыты непродуктивные пласты и обводненные нефтяные пласты, которые были обводнены на предыдущих первом и втором этапах. При этом в одной новой добывающей третьей очереди не вскрыт 1 непродуктивный пласт и 1 обводненный нефтяной пласт, а в другой такой же скважине не вскрыты 1 непродуктивный пласт и 5 обводненных нефтяных пластов. На четвертом этапе (фиг. 2, г) и добывающих четвертой очереди вскрыты лищь пласты, которые остались нефтя 5ными после первого, второго и третьего этапов. При этом в таких скважинах оказались вскрытыми водной 1 нефтяной пласт, в другой 6 нефтяных пластов, в третьем 4 нефтяных пласта и в четвертой 1 нефтяной пласт.У рассматриваемого элемента участка залежи (фиг. 2) продуктивные пласты обладают различной проницаемостью (в долях средней проницаемости) сверху вниз 2,4 0,4 0,8 0,4 0,4 0,8 0,4 и 2,4. Показатель их неоднородности по проницаемости - квадрат коэффициента вариации/20,68. В соответствии с этой неоднородностью по проницаемости и прерывистостью пластов происходит вытеснение нефти, закачиваемой водой. Ввиду высокой вязкости нефти и большого соотношения подвижностей воды и нефтедобывающие скважины выключают из работы при их обводнении хотя бы с одной стороны по одному пласту.После первого этапа коэффициент охвата воздействием равен КШ 0,24 и нефтеотдача равна К 0,16, после второго этапа соответственно КШ 0,45 и К 0,30, после третьего эта па Км 0,53 и К 0,40 и после четвертого этапа Км 0,71 и К 0,48.Пример конкретного осуществления способа.Залежь площадью 3200 га содержит ОБ 50 миллионов тонн геологических запасов высоковязкой нефти.Соотнощение вязкостей нефти и вытесняющей воды Мн/Мв 200. Для замещения 1 т нефти в пластовых условиях необходимо 1,2 т воды. Коэффициент вытеснения нефти водой равен Кшг 0,667. Коэффициент различия физических свойств нефти и воды равен но 60. Расчетная послойная неоднородность залежи равна /2 0,77. Предельная весовая обводненность продукции добывающих скважин каждой очереди 0,95. Первоначальная плотность сетки скважин - одна скважина на 32 га. Первоначальное общее число скважин 100. Число скважин первой очереди сгущения 100, второй очереди сгущения 200,третьей очереди сгущения 400 и четвертой сгущения 800. Общее число скважин 1600. Внутриконтурное заводнение осуществляется по площадной обращенной 9-точечной схеме.При таком сгущении сетки скважин следующим образом изменяется величина извлекаемых запасов нефти.Благодаря принятому порядку сгущения сетки скважин извлекаемые запасы нефти увеличиваются на 10,35 млн.т. нефти. При цене одной тонны нефти 100 руб. и затратах на добычу одной тонны нефти 50 руб. данный способ дает экономический эффект 500 млн. руб. Применение этого способа не требует создания специального сложного технологического оборудования и не вызывает катастрофического выноса песка в добывающие скважины.Способ разработки залежи высоковязкой нефти путем нагнетания воды в залежь через на Число скважин Коэффициент охвата воз- Конечный коэффициент Извлекаемые запасы нефдействием нефтеотдачи ти Км Кн 0 Квыт Ко ООв-Кгнетательные скважины и добычи нефти через добывающие скважины с последующим переводом обводаивщихся добывающих скважин в нагнетательные и бурение новых дополнительных добывающих скважин, отличающийся тем, что,с целью повыщения нефтеотдачи при разработке залежи с неоднородными пластами, одновременно с переводом обводнивщихся добывающих скважин в нагнетательные продолжают нагнетать воду в залежь через первоначальные нагнетательные скважины, а в дополнительных добывающих скважинах вскрывают необводненные пласты.7.ВЯННПЪ 1 Е ЗШПНПНН Ытгжмв цгшпш ШНПН ЩИштанам ШЧННЕ Н НШН НИШ ЖНН ЖННПИНТ ННшип ниш жнпнипж а пшптнт а анаша пипшипшьВерстка Казпатент, исполнитель Любимов И.Ю. Корректор Горпиненко Т.И. Ответственный за выпуск Фаизова Э.3.