СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1994 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разрыв в нефтеносной зоне, вскрытой эксплуатационной скважиной, закачку тампонажного раствора и создание экрана в виде тонкой блинообразной прослойки, непроницаемой для флюидов [1].

Способ применим для направленной и более глубокой подачи в пласт растворителя, способствующего снижению вязкости нефти вокруг эксплуатационной скважины и увеличению отбора нефти.

Способ непригоден для разработки монолитной залежи и эксплуатации ее механизированным способом ввиду низкой прочности создаваемых прослоек и невозможности создания значительных депрессий на пласт.

Наиболее близким к предлагаемому техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки обводненной неоднородной залежи, включающий закачку тампонажного раствора и создание в пласте непроницаемого экрана с использованием естественных разделов [2].

Испытания показали, что способ неэффективен в монолитных изотропных пластах.

Сущность предлагаемого способа заключается в увеличении добычи нефти и снижении обводненности скважин путем усиления мощности естественного пропластка и созданием под линзовидным пропластком искусственного экрана радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм, что обеспечивает безводный режим эксплуатации водонефтяного пласта при механизированном способе добычи.

Предварительное определение толщины отсекаемого слоя водоносной части пласта и минимального размера поперечного сечения естественного линзовидного пропластка позволяет установить целесообразность создания искусственного экрана под данным пропластком.

На чертеже приведена схема осуществления способа разработки обводненной нефтяной залежи, экранированной уплотненным линзовидным пропластком, на котором показан участок ствола скважины, где уплотненный линзовидный пропласток 1, интервал 2 перфорации для подачи изолирующего вещества, искусственный экран 3, непроницаемый экран 4, суммарной мощностью Н, выдерживающий депрессии при механизированном способе эксплуатации, цементный мост 5 или взрыв-пакер, интервал 6 перфорации для отбора флюида.

Условные обозначения мощности экрана: h - толщина естественного линзовидного пропластка; h₁ - толщина искусственного экрана; H - суммарная толщина экрана; Н_отс.сл. - толщина отсекаемого слоя водоносной части пласта; l_min - минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка.

Способ реализуют следующим образом.

В неперфорированной скважине проводят геофизические исследования по уточнению характера нефтеводонасыщенности, определению интервала залегания уплотненного естественного линзовидного пропластка 1 и толщины отсекаемого слоя водоносной части пласта Н_отс.сл. По результатам бурения эксплуатационной сети добывающих и нагнетательных скважин разрабатываемого и нижележащих пластов, скважины которых являются для разрабатываемого пласта транзитными, картированием определяют минимальный размер поперечного сечения пропластка. Определяют целесообразность установки экрана под данным пропластком.

Безводный режим эксплуатации скважины достигают созданием искусственного экрана под уплотненным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водносной части пласта Н_отс.сл., и толщиной, выдерживающей депрессию пласта в 30-80 атм. При определении толщины исходят из условия, что метр толщины пропластка выдерживает перепад давления в 15 атм.

Для определения объема закачиваемого изолирующего вещества гидродинамическими исследованиями определяют остаточную нефтенасыщенность и пористость пласта. Затем осуществляют перфорацию в переходной зоне под пропластком на уровне ВНК или выше его.

Объем закачиваемого изолирующего вещества на 1 м мощности пропластка определяют по формуле
V= × (2H_отс.сл.)²×m×h₁×(1-ρ) где m - пористость пласта;
Н_отс.сл. - отсекаемая часть водоносного пласта, м;
h₁ - толщина искусственного создаваемого экрана, м;
ρ - остаточная нефтенасыщенность.

После заливки всего объема изолирующего вещества и его отверждения получают экран суммарной мощностью Н, выдерживающий перепад давления в 30-80 атм, создаваемый при механизированном способе эксплуатации скважин. Затем устанавливают цементный мост или взрыв-пакер и перфорируют в зоне для последующего отбора флюида.

П р и м е р. Эффективность предлагаемого способа исследована на Самотлорском месторождении, где опытные работы проведены как на скважинах, ранее находившихся в эксплуатации, так и на скважинах, вступивших в эксплуатацию сразу из бурения (см. таблицу).

Ниже приведена технология проведения изоляционных работ с созданием экрана на скважине 15574 Самотлорского месторождения, пласт БВ₈^1-2. Показатели эксплуатации скважины приведены в таблице.

Глубина залегания пласта составляла 2181-2200 м.

По данным геофизических и гидродинамических исследований определены толщина уплотненного пропластка, пористость и остаточная нефтенасыщенность пласта; картированием определен минимальный размер площади поперечного сечения естественного пропластка, равный 40 м.

Толщину искусственного экрана определяют из условия: 0,8 м толщины естественного пропластка выдерживают перепад давления в 12 атм, а перепад в 35 атм выдержит экран толщиной Н, равный h+h₁, отсюда определяют, что искусственный экран необходим толщиной 1,5 м.

В смесителе агрегата ЦА-320А приготовили смесь изолирующего вещества на основе 1 ч. кремнийорганической эмульсии, 1 ч. нефти и 1 ч. воды. Расчетным путем определяли объем изолирующего вещества, требуемый для создания экрана, который совместно с естественным пропластком обеспечивает безводный режим отработки нефтенасыщенного горизонта.

Приготовленный раствор закачали в перфорированный интервал 2 и продавили нефтецементом объемом 2 м³. Установили пакер на глубине 2189 м и произвели перфорацию вышележащего интервала 6.

В таблице приведены результаты эксплуатации скважины до и после проведения изоляционных работ.

Согласно полученным данным наличие линзовидного естественного пропластка в разрезе залежи без закачки изолирующего вещества даже при небольших перепадах давления (см. оп.5, скв. 10938) не обеспечивает безводный режим эксплуатации скважин.

Создание экрана под пропластком путем заливки изолирующей смеси без предварительного определения размеров: радиуса и Н_отс.сл, а также требуемого для этих целей объемов закачки не приводят к положительным результатам (см. оп.6, скв. 10301, соответствующий способу по прототипу).

Анализ полученных данных показывает, что применение предлагаемого способа позволяет снизить количество добываемой воды в 3 раза, увеличить коэффициент нефтеотдачи на 3%.

Использование: нефтегазодобывающая промышленность для разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи. Сущность изобретения: увеличение добычи нефти и снижение обводненности скважин достигают созданием искусственного экрана путем закачки изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток. Искусственный экран создают радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30 - 80 атм. Перед закачкой изолирующего состава определяют картированием минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта. По указанным размерам устанавливают целесообразность установки экрана. 1 табл., 1 ил.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, отличающийся тем, что перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм.