СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1996 года по МПК E21B33/13 E21B43/30 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с изоляцией водонасыщенных зон продуктивных пластов.

Известен способ разработки нефтяных залежей, предусматривающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, в зонах пересечения которых с пластом создают экраны из тампонажного материала для ограничения притока воды в скважины /1/.

Недостатком способа является низкая прочность создаваемых экранов.

Наиболее близким к заявляемому является способ разработки обводненной нефтяной залежи, предусматривающий создание в пласте непроницаемых экранов с использованием для этих целей естественных разделов (линзовидных пропластков) /2/.

Способ малоэффективен в монолитных изотропных пластах.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем повышения прочности и надежности образуемых в пласте на основе естественных непроницаемых пропластков водоизоляционных экранов.

Для достижения поставленной цели при разработке нефтяных месторождений, включающей разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими в продуктивном пласте естественные непроницаемые линзовидные пропластки, и создание в пласте экранов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, изолирующий состав через эксплуатационные скважины подают в пласт под и над естественными пропластками с образованием изоляционных экранов, в которых изолирующий материал охватывает пропластки снизу и сверху. При этом повышается прочность естественного экрана из линзовидного пропластка, что предотвращает возможность прорыва воды по интервалу контакта кроли непроницаемого линзовидного пропластка с песчаной породой продуктивного пласта. На месторождениях Западной Сибири толщина интервала контактной зоныб являющейся проводником нагнетаемой в пласт воды и причиной прогрессирующего обводнения скважин, достигает одного метра.

Предлагаемая технология легко реализуема и соответствует изобретательскому уровню.

Способ поясняется чертежом, на котором дана схема эксплуатационной скважины с изолирующим экраном в продуктивном пласте.

Способ может быть реализован следующим образом.

По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервал его залегания, размеры непроницаемого естественного пропластка. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта.

Перфорируют эксплуатационные скважины 1 с расчетом закачки изолирующего состава под непроницаемый пропласток 2 и над ним в зону контакта кровли непроницаемого пропластка с пластом.

Объем изолирующего материала определяют из соотношения:
V = πR²hm(1-ρ)
где: R радиус изолирующего экрана, м;
h толщина создаваемого экрана (без учета толщины пропластка), м;
m пористость пласта;
ρ остаточная нефтенасыщенность.

В оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимальному возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа.

Соотношение площадей перфораций под и над пропластком 2 должно обеспечивать поступление изоляционного вещества под пропласток в количестве, достаточном для создания прочного экрана от прорыва воды снизу, а над пропластком (в интервал контакта его с пластом) в количестве, достаточном для изоляции интервала.

После продавки изолирующего состава в пласт и его схватывания с образованием слоев изолирующего материала 3 и 4 соответственно над и под пропластком 2, перфорируют скважину в нефтенасыщенной зоне и вводят ее в эксплуатацию. Месторождение разрабатывается до экономически обоснованных показателей.

Установление экранов повышенной прочности предотвращает прорыв воды в нефтенасыщенную призабойную зону как снизу, так и по контакту с естественным пропластком.

Например, если в продуктивном пласте, вскрытом эксплуатационной скважиной, расположен естественный непроницаемый пропласток толщиной один метр, а расчетный максимальный перепад давлений на нем при эксплуатации скважины составляет 10 МПа, то для надежной изоляции воды необходимо создать непосредственно под непроницаемым пропластком шестиметровый слой из изоляционного материала и метровый слой в интервале контакта пласта с кровлей непроницаемого пропластка.

Скважину перфорируют в интервалах контакта пласта с кровлей непроницаемого пропластка и под непроницаемым пропластком. Соотношение перфорационных поверхностей (проходных сечений отверстий) должно быть 1:6.

Изолирующий состав готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом.

По окончании времени ожидания схватывания изоляционного состава и нефтецемента перфорируют нефтенасыщенную зону пласта выше созданного изоляционного экрана и вводят скважину в эксплуатацию.

Использование: при эксплуатации скважин. Обеспечивает продление безводного периода эксплуатации скважин. Сущность изобретения: по способу разбуривают нефтяное месторождение эксплуатационными скважинами. Часть скважин пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте. На основе изолирующих составов создают экраны в продуктивном пласте. Эти экраны отделяют водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных. При этом изолирующий состав подают под естественный пропласток и над ним с возможностью охватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху. Толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта. Общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины. 1 ил.

Способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных, отличающийся тем, что изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью охватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.