Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, разрабатываемой на естественном режиме.

Известен способ разработки месторождений флюидов (патент RU № 2199002, МПК 7 Е21В 43/16, опубл. в бюл. № 5 от 20.02.2003 г.), включающий заложение устьев добывающих и нагнетательных скважин в виде куста или батареи, бурение в массиве горных пород и крепление стволов вертикальных, наклонных и/или криволинейных скважин, вскрытие ими продуктивного пласта в заданных пунктах и разработку скважины каждого куста или батареи размещают в центральной части месторождения или разрабатываемого блока так, чтобы их трассы прошли в зоне допустимых из опасности сдвигового нарушения обсадных колонн значений горизонтальных подвижек массива горных пород, деформирующегося в процессе извлечения флюидов.

Недостаток данного способа заключается в том, что он не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи флюидов (патент RU № 2287675, МПК 7 Е21В 43/16, опубл. в бюл. № 32 от 20.11.2006 г.), включающий отбор нефти через горизонтальные добывающие скважины на естественном режиме, при этом в качестве добывающих скважин используют разветвленные в горизонтальной плоскости криволинейные горизонтальные скважины, отбор нефти ведут циклической остановкой и включением всех добывающих скважин, при включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального.

Недостатком данного способа является недостаточная выработка остаточных запасов нефти в залежи, обусловленная тем, что со временем, то есть в процессе выработки нефтяной залежи, добывающие скважины не будут восстанавливать текущее пластовое давление до 70%, в связи с чем снижается эффективность применения данного способа.

Задачей изобретения является повышение эффективности применения способа за счет выработки остаточных запасов нефти в залежи.

Указанная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие разветвленные в горизонтальной плоскости криволинейные скважины на естественном режиме, при этом отбор нефти ведут циклической остановкой и включением всех добывающих скважин, при включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального.

Новым является то, что в процессе выработки нефтяной залежи добывающие скважины, не восстанавливающие текущее пластовое давление до 70% от начального, последовательно переводят в нагнетательные, работающие в циклическом режиме, при этом время закачки жидкости в нагнетательную скважину составляет максимальную продолжительность отбора нефти одной из близлежащих к ней добывающих скважин, а время остановки нагнетательной скважины равно минимальному времени остановки одной из близлежащих к ней добывающих скважин.

На фиг.1 изображен план нефтяной залежи на начальном этапе разработки.

На фиг.2 изображен план нефтяной залежи в процессе выработки остаточных запасов.

Рассмотрим пример разработки нефтяной залежи с помощью трех добывающих скважин.

Отбор нефти из нефтяной залежи (см. фиг.1) ведут добывающими разветвленными в горизонтальной плоскости криволинейными горизонтальными скважинами 1′; 1″; 1′′′, ......1ⁿ в пределах контура нефтеносности 2. Отбор нефти ведут циклической остановкой и включением добывающих скважин 1′; 1″; 1′′′, ......1ⁿ, при этом при включении скважин отбор ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, которое составляет, например, 11 МПа. Остановку же добывающих скважин 1′; 1″; 1′′′, ......1ⁿ проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального.

Циклический отбор нефти из нефтяной залежи производят с помощью добывающих разветвленных в горизонтальной плоскости криволинейных горизонтальных скважин 1′; 1″; 1′′′......1ⁿ до тех пор, пока в любой из этих добывающих скважин, например в добывающей скважине 1″ не будет восстанавливаться текущее пластовое давление до 70% от начального, после чего добывающую скважину 1″ переводят в нагнетательную скважину 3′ (см. фиг.2) с циклическим режимом закачки жидкости, а отбор остаточных запасов нефти в залежи производят с помощью оставшихся добывающих разветвленных в горизонтальной плоскости криволинейных горизонтальных скважин 1′ и 1″ в прежнем режиме (циклический отбор нефти из залежи).

Время закачки жидкости в нагнетательную скважину 3′ составляет максимальную продолжительность отбора нефти одной из близлежащих к ней добывающих скважин 1′ и 1′′′, а время остановки нагнетательной скважины 3′ равно среднему времени остановки одной из близлежащих к ней добывающих скважин 1′ и 1′′′.

Таким образом, по мере того, как каждая из оставшихся добывающих скважин 1′ и 1′′′, ......1ⁿ не будет восстанавливать текущее пластовое давление до 70% от начального, их переводят в нагнетательные с циклическим режимом работы, как описано выше до выработки запасов остаточной нефти.

Предлагаемый способ достаточно эффективен, поскольку позволяет произвести выработку остаточных запасов нефти в залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие разветвленные в горизонтальной плоскости криволинейные скважины на естественном режиме, при этом отбор нефти ведут циклической остановкой и включением всех добывающих скважин, при включении скважин отбор нефти ведут до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального, а остановку скважин проводят до восстановления текущего пластового давления до 70-90% от начального, отличающийся тем, что в процессе выработки нефтяной залежи добывающие скважины, не восстанавливающие текущее пластовое давление до 70% от начального, последовательно переводят в нагнетательные, работающие в циклическом режиме, при этом время закачки жидкости в нагнетательную скважину составляет максимальную продолжительность отбора нефти одной из близлежащих к ней добывающих скважин, а время остановки нагнетательной скважины равно минимальному времени остановки одной из близлежащих к ней добывающих скважин.