СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля притока в добывающих скважинах [2] Способ предусматривает выравнивание профиля притока изменением забойного давления, что не позволяет в достаточной степени выровнять профиль притока и обеспечить равномерность выработки нефтеносного интервала пласта.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля притока в добывающих скважинах, согласно изобретению перед выравниванием профиля притока в добывающих скважинах определяют пористость и глинистость пропластков нефтеносного пласта, при выравнивании профиля притока в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине перфорируют меньшее количество перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большее количество перфорационных отверстий по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего проводят интенсификационные поинтервальные избирательные обработки пропластков.

Одновременно с выравниванием профиля притока в добывающих скважинах возможно проведение тех же операций при выравнивании профиля нагнетания в нагнетательных скважинах.

В добывающих скважинах возможно проведение изоляции и отключения обводнившихся пропластков перед выравниванием профиля притока.

Существенными признаками изобретения являются:
закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
отбор нефти через добывающие скважины;
выравнивание профиля притока в добывающих скважинах;
определение пористости пропластков нефтеносного пласта в добывающих скважинах;
определение глинистости пропластков нефтеносного пласта в добывающих скважинах;
в добывающих скважинах в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине перфорация меньшего количества перфорационных отверстий по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине;
в добывающих скважинах в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью перфорация большим количеством перфорационных отверстий;
проведение интенсификационных избирательных поинтервальных обработок пропластков до выравнивания профилей притока в добывающих скважинах;
проведение операций 4-8 в нагнетательных скважинах до выравнивания профиля нагнетания;
проведение изоляционных работ и отключение обводнившихся пропластков в добывающих скважинах.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 9, 10 являются частными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения. При обычной перфорации скважин разные пропластки в зависимости от их пористости и глинистости обладают разной проницаемостью и с разной скоростью проводят рабочий агент и добываемую продукцию. Поинтервальное избирательное перфорирование этих пропластков с разным количеством отверстий позволяет в значительной степени выровнять профили нагнетания и притока в скважинах. Однако при этом часто снижается приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин и не всегда удается в достаточной степени выровнять профили нагнетания и притока. Дополнительные интенсификационные работы в скважинах, проводимые поинтервально и избирательно, т.е. в каждом пропластке или группе пропластков отдельно, решают две задачи: восстановление общей продуктивности скважин и выравнивание профиля за счет увеличения продуктивности низкопродуктивных пропластков, перфорированных большим количеством отверстий. Совокупное использование дифференцированной перфорации пропластков и интенсификационной поинтервальной их обработки позволяет достичь результата, который невозможен при раздельном применении этих операций. Поинтервальные обработки проводят, в основном, при разделении пакерами зон продуктивного пласта. Интенсивность воздействия на пропластки при обработках определяют по коллекторским свойствам каждого пропластка и количеству перфорационных отверстий. Максимально продуктивные пропластки возможно бывает вообще не подвергать обработкам, а низкопродуктивные пропластки возможно бывает подвергать неоднократным обработкам, обработкам на повышенных режимах, например, по давлению закачки реагентов, их концентрации, более длительному воздействию.

На поздних стадиях разработки залежи перед проведением работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах целесообразно провести отключение обводнившихся пропластков, например, закачкой изолирующего материала и постановкой цементного моста в скважине. После этого возможно проведение операций по выравниванию профиля притока в оставшихся пропластках нефтеносного пласта.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь длиной 15 км и шириной 10 км. Через 200 нагнетательных скважин закачивают пластовую или пресную воду, через 300 добывающих скважин отбирают нефть. В табл.1 показано количество перфорационных отверстий по пропласткам в зависимости от пористости и глинистости пропластков. В добывающей скважине определяют пористость и глинистость пропластков продуктивного пласта (табл.1).

Среднее значение пористости составляет 17% среднее значение глинистости 4,2% среднее значение перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации 12.

В пропластке 1 проводят изоляционные работы жидким стеклом с солянокислотным катализатором. После проведения изоляционных работ отключают 1 пропласток, устанавливая в скважине в интервале 1 пропластка цементный мост. В пропластках 2 и 3 малая пористость и большая глинистость определяет назначение большего количества перфорационных отверстий 15 по сравнению со средним значением на погонный метр интервала перфорации. В пропластках 4 и 5 малая глинистость определяет назначение меньшего количества перфорационных отверстий 9. В пропластке 6 среднее значение пористости и глинистости определяет назначения среднего количества перфорационных отверстий 12. В пропластке 7 большая пористость и малая глинистость определяют назначение меньшего количества перфорационных отверстий 6.

Перфорируют скважину назначенным количеством перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации. После выполнения перфорационных отверстий пропластки 2 и 3 отделяют пакером от вышележащих пропластков и подвергают двукратному воздействию глинокислотной обработки. После этого отделяют пакерами 4 и 5 пропластки от выше- и нижележащих пропластков и подвергают однократному воздействию солянокислотной обработки. Пропласток 6 отделяют пакерами от выше- и нижележащих пропластков и подвергают однократному воздействию глинистокислотной обработки. Пропласток 7 не подвергают обработке. По окончании обработок снимают профиль притока и запускают скважину в эксплуатацию.

Профиль притока показывает, что пропластки обладают практически одинаковым дебитом.

Аналогично проводят выравнивание профиля притока в других добывающих скважинах залежи.

П р и м е р 2. Выполняют аналогично примеру 1. Одновременно с выравниванием профиля притока в добывающих скважинах проводят работы по выравниванию профиля нагнетания в нагнетательных скважинах.

При вводе в эксплуатацию очередной нагнетательной скважины при ее переводе из добывающей скважины в нагнетательную пропластки продуктивного горизонта распределяют по пористости и глинистости.

В табл. 2 показано количество перфорационных отверстий по пропласткам в зависимости от пористости и глинистости пропластков.

Среднее значение пористости составляет 15,3% среднее значение глинистости 5,5% среднее значение перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации 12.

В пропластке 1 мала пористость и малая глинистость определяют среднее значение перфорационных отверстий. В пропластке 2 малая пористость и большая глинистость определяют назначение большего количества перфорационных отверстий 15 по сравнению со средним значением на погонный метр интервала перфорации. В пропластке 3 средняя пористость и малая глинистость определяет назначение меньшего количества перфорационных отверстий 9. В пропластке 4 малая пористость и малая глинистость определяет назначение меньшее количество перфорационных отверстий 9. В пропластке 5 большая пористость и малая глинистость позволяет назначить самое меньшее количество перфорационных отверстий 6. Поскольку в большей мере (ориентировочно в 1,5 раза) на количество перфорационных отверстий влияет глинистость, поэтому пропласток 6 перфорируют большим количеством перфорационных отверстий, несмотря на повышенное значение пористости. После выполнения перфорационных отверстий пропластки 1 и 2 отделяют пакером от других пропластков и подвергают одноразовому воздействию солянокислотной обработки в объеме 12 м³ при давлении 16 МПа на устье. После этого отделяют пакерами пропластки 3 и 4 от других пропластков и подвергают солянокислотной обработке при давлении на устье 13 МПа. Пропласток 5 не обрабатывают. Пропласток 6 отделяют пакером от других пропластков и подвергают двукратной глинокислотной обработке смесью соляной и плавиковой кислот в соотношении 3:1 по объему под давлением на устье 15 МПа.

По окончании обработок снимают профиль нагнетания и запускают скважину в эксплуатацию. Профиль нагнетания показывает, что пропластки обладают практически одинаковой приемистостью. Аналогично проводят обработки в других нагнетательных скважинах залежи.

Применение предлагаемого способа позволит выровнять профили нагнетания и притока скважин и более полно извлекать нефть из пропластков с различной пористостью и глинистостью нефтеносного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородной нефтяной залежи. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, производят выравнивание профиля притока в добывающих скважинах. Для этого определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров. В пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий. После этого производят избирательные поинтервальные интерсификационные обработки пропластков. Те же операции производят в нагнетательных скважинах. Перед выравниванием профиля притока в добывающих скважинах проводят изоляцию и отключение обводнившихся пропластков. 2 з. п. ф-лы, 2 табл.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля притока в добывающих скважинах, отличающийся тем, что перед выравниванием профиля притока в добывающих скважинах определяют пористость, глинистость пропластков нефтеносного пласта и среднее значение этих параметров, а при выравнивании профиля притока в пропластах с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах определяют пористость, глинистость пропластков нефтеносного пласта и среднее значение этих параметров, в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью - большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего проводят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед проведением работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах проводят изоляцию и отключение обводнившихся пропластков.