СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ЗОНАЛЬНО НЕОДНОРОДНЫМИ И РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/22 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных залежей с зонально неоднородными и разнопроницаемыми пластами.

Известны способы разработки обводненных нефтяных залежей с зонально неоднородными и разнопроницаемыми пластами путем закачки в них агентов, предназначенных для повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых, обводненных участков пластов [1]
Используемые в этих способах агенты действительно позволяют достаточно эффективно закупорить высокопроницаемые, уже промытые водой участки залежи. Однако наряду с высокопроницаемыми закупоривающие агенты частично попадают также и в низкопроницаемые, еще не охваченные воздействием участки залежи, ухудшая или полностью исключая таким образом их дальнейшую разработку.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ разработки неоднородных нефтяных пластов [2] сущность которого заключается в следующем. Через нагнетательную скважину в пласт закачивают оторочку селективно желируемого состава, который обеспечивает временное блокирование с поверхности участков с низкой проницаемостью без проникновения этого состава в саму структуру с низкой проницаемостью. (Используемый состав представляет собой раствор хромата ксантана, гидроксида натрия и формальдегида в солевом растворе). Затем через нагнетательную скважину закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды (полиаклиамида, полисахарида и мономерного акриламида), который осаждается преимущественно на участках с высокой проницаемостью. После этого через нагнетательную скважину закачивают промывной агент, способный разрушать желеобразную структуру ранее введенного состава. При этом происходит удаление последнего с участков с низкой проницаемостью с восстановлением уровня их первоначальной проницаемости. Затем через нагнетательную скважину закачивают воду, а через добывающие скважины отбирают пластовые флюиды.

Недостатки известного способа низкая эффективность и сложность: желируемый состав преимущественно попадает в высокопроницаемые участки и лишь небольшая его часть в низкопроницаемые участки. Несмотря на большой расход этого состава, его может не хватить для временной изоляции низкопроницаемых участков. Тогда при последующей закачке агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, он закупорит и низкопроницаемые участки. Кроме того, требуется очень точно выдерживать условия, необходимые для желирования состава, что весьма затруднительно в пластовых условиях. Другие недостатки способа способность нарушения экологического равновесия окружающей среды из-за высокой токсичности хроматов, а также дороговизна реагентов.

Цель изобретения повышение эффективности разработки обводненных нефтяных залежей с зонально неоднородными и разнопроницаемыми пластами.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки обводненных нефтяных залежей с зонально неоднородными и разнопроницаемыми пластами, вскрытых как минимум одной нагнетательной (Н) и несколькими добывающими (Д) скважинами путем закачки в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, с последующей закачкой воды и отбора пластовых флюидов через все добывающие скважины, перед закачкой оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, отключают добывающие скважины, а в нагнетательную скважину закачивают воду в объеме, обеспечивающем создание упругого запаса низкопроницаемой части пласта, определяемом по формуле:
V_зак ΔV_у.з^н ˙(К_в К_н), где V _зак объем закачки воды, м³;
ΔV_у.з^н упругий запас низкопроницаемого пласта, м³;
К_в и К_н проницаемости соответственно высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов, мкм².

Последующую задачу оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, производят при работающих добывающих скважинах с обводненностью выше предварительно определенного среднего показателя.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что закачка в нагнетательную скважину воды при отключенных добывающих скважинах в определенном объеме создает в низкопроницаемом пласте упругий барьер, препятствующий попаданию закачиваемого агента в низкопроциаемый пласт. После создания в низкопроницаемых пластах упругого барьера производят закачку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды. При этом отключают Д скважины с обводненностью ниже средней, оставляя работающими Д скважины с обводненностью выше средней. Тем самым на время закачки агента отключают из разработки низкопроницаемые пласты (Д скважины, перфорированные на эти пласты, имеют более низкую обводненность, чем Д скважины, перфорированные на высокопроницаемые пласты). В результате агент попадает только в высокопроницаемые, промытые водой пласты, повышая в них фильтрационное сопротивление, и закачиваемая затем вода устремляется в низкопроницаемые, не подвергнутые до этого воздействию.

В известном способе, чтобы предотвратить попадание высоковязкого агента в низкопроницаемые пласты, их на время закачки этого реганета покрывают непроницаемой пленкой селективно желируемого состава, которую затем разрушают специальной промывной жидкостью. Кроме того, при закачке агента, повышающего фильтрационное сопротивление, работают все добывающие скважины независимо от их обводненности, что способствует попаданию агента и в низкопроницаемые пласты. Все вышесказанное позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого решения критерию изобретения "существенные отличия".

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

Участок нефтяной залежи представлен двумя пластами н и в со следующими характеристиками:
V_н 80 тыс.м³, V_в 120 тыс.м³,
m_a m_в 0,25
V_н^пор 20 тыс.м³, V_в^пор 30 тыс.м³
К_н 200 мкм², К_в 600 мкм²
β_ж 7˙10^-10 Па^-1, β_п 5˙10^-10 Па^-1, где V_н и V_в объем пластов н и в;
m_н и m_в пористость пластов н и в;
V_н^пор и V_в^пор объем пор пластов н и в;
К_н и К_в проницаемость пластов н и в;
β_ж и β_п коэффициент упругости жидкости и породы.

Участок вскрыт одной нагнетательной (Н) и тремя добывающими (Д) скважинами и разрабатывается путем закачки в Н скважину воды и отбора пластовых жидкостей через все Д скважины. К моменту осуществления предлагаемого способа обводненность Д скважин составила: 1 44% 2 65% 3 99% средняя обводненность 69,3 (44 + 65 + 99)/3.

В качестве агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, используют 0,05%-ный водный раствор полимера в количестве 10% от объема пор высокопроницаемого пласта в, т.е. 3 тыс.м³.

Перед закачкой агента в низкопроницаемом пласте создают упругий барьер (подушку), препятствующий проникновению туда агента. Для этого при отключенных (закрытых) Д скважинах в Н скважину закачивают воду, объем которой (V_зак) рассчитывают следующим образом.

Задают величину давления упругого запаса пласта ΔР_н, которая зависит от времени создания оторочки и соотношения упругоемкости высоко- и низкопроницаемых пластов.

В рассматриваемом случае достаточно создать давление упругого запаса величиной 25 атм (2,5 МПа). Исходя из этого давления рассчитывают упругий запас (ΔV_у.з^н) по формуле:
ΔV_у.з^н (m˙ β _ж + β_п)˙ V_н˙ΔP_н= (0,25˙ 7˙ 10^-10˙ 1/ πа+ 5˙ 10^-101/πa)˙ 80 тыс.м³ ˙2,5 МПа 135 м³. Несмотря на то, что упругий барьер создают в низкопроницаемом пласте, закачиваемая воды попадает и в высокопроницаемый пласт, поэтому рассчитанный по вышеприведенной формуле объем следует увеличить пропорционально соотношению проницаемостей высоко- и низкопроницаемого пластов. Тогда объем закачки воды при отключенных Д скважинах составит V_зак ΔV_у.з^н˙ (К_в К_н). Для рассматриваемой нефтяной залежи этот объем равняется 135˙ 600/200 405 м³. При приемистости нагнетательной скважины 200 м³ для закачки этого объема потребуется 2 сут.

После закачки расчетного объема воды включают Д скважины с обводненностью выше средней, т.е. эксплуатирующие высокопроницаемый пласт в (для рассматриваемой залежи-скважину с обводненностью 99%). При этом благодаря высокой проницаемости пласта в созданное в нем давление упругого запаса падает до пластового, а в низкопроницаемом пласте н это давление сохраняется продолжительный период и служит барьером, препятствующим проникновению закачиваемого агента в этот пласт.

Закачку агента раствора полимера ведут при включенной Д скважине и отключенных Д скважинах. Это также способствует проникновению и продвижению раствора полимера по высокопроницаемому пласту в. Как только будет закачан весь объем полимера, т. е. будет изолирован высокопроницаемый обводненный пласт в, включают все оставшиеся Д скважины, в Н скважину закачивают воду, а из Д скважин отбирают пластовые флюиды. Поступающая через Н скважину вода, всречая в высокопроницаемом обводненном пласте барьер из полимера, устремится в еще не охваченные воздействием низкопроницаемые участки, вытесняя из них нефть.

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в том, что он позволяет без использования дорогостоящих реагентов надежно защитить низкопроницаемые, еще не подвергнутые воздействию участки пористой среды, от воздействия агента, направляя его в высокопроницаемые, промытые водой участки пористой среды, и таким образом увеличить охват пласта воздействием.

Использование: для разработки обводненных нефтяных залежей с зонально неоднородными и разнопроницаемыми пластами, вскрытыми как минимум одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами. Способ предусматривает закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, с последующей закачкой воды и отбором пластовых флюидов через добывающие скважины. Закачку воды перед оторочкой агента ведут при отключенных добывающих скважинах в объеме, обеспечивающем создание упругого запаса низкопроницаемой части пласта. Закачку оторочки агента производят при включенных добывающих скважинах с обводненностью выше средней.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ЗОНАЛЬНО НЕОДНОРОДНЫМИ И РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ, включающий их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, с последующей закачкой воды и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки агента отключают добывающие скважины, а в нагнетательную скважину закачивают воду в объеме V_зак, обеспечивающем создание упругого запаса низкопроницаемой части пласта, определяемом по формуле
V_зак= ΔVну

_.з·(K_в:K_н),
где ΔVyу_.з упругий запас низкопроницаемого пласта, м³;
K_в и K_н проницаемости соответственно высоко- и низкопроницаемого пластов, мкм²,
определяют средний показатель обводненности по скважинам и последующую закачку оторочки агента производят при работающих добывающих скважинах с обводненностью выше предварительно определенного среднего показателя.