СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно, способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов.

Известен способ разработки многопластовых месторождений путем циклической закачки вытесняющего агента через нагнетательные и отбора нефти через добывающие скважины (Шарбатова И.Н. Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М. Недра, 1988, с. 5-10).

При применении этого способа неоднородные пласты вырабатываются с разной скоростью, так как закачиваемый агент, например, вода, движется, как правило, по наиболее проницаемым пропласткам, а малопроницаемые пласты остаются практически не выработанными. Такое положение приводит к преждевременному прорыву воды по наиболее проницаемым пластам, обводнению продукции добывающих скважин и следовательно, к низкому коэффициенту нефтеотдачи пластов.

Наиболее близким по технологической сущности к избретению является способ циклического воздействия на пласты закачкой воды через нагнетательные скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого их обводнения (авт. св. N 1677274 кл. E 21 B 43/22, 1989). Это позволяет по сравнению с вышеуказанным способом циклического воздействия вытесняющим агентом на нефтяные пласты создать сопротивление продвижению вытесняющего агента по промытым водонасыщенным участкам пластов, что дает возможность повысить охват нефтенасыщенных пластов заводнением и тем самым увеличить нефтеотдачу пластов.

Однако проведенные лабораторные исследования показали, что эффект гидрофобизации терригенных коллекторов зависит от промытости их водой, а также трещиноватости. Средняя продолжительность эффекта в поровых коллекторах составляет 9-12 мес, а порово-трещиноватых до 5-6 мес. Это объясняется тем, что вода прорывается по трещинам пластов породы сплошным потоком, что приводит к десорбции гидрофобизаторов в трещинах, и эффект от гидрофобизации быстро снижается.

Целью пррелагаемого способа является повышение нефтеотдачи пластов путем увеличения охвата пластов заводнением.

Указанная цель достигается способом, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого повышения обводненности продукции путем закачки гидрофобизирующей жидкости при давлении.

Новым является то, что в качестве гидрофобизирующей жидкости закачивают суспензию резиновой крошки на углеводородной основе с размерами частиц, превышающими размеры пор пласта при давлении, равным давлению закачки гидрофобизирующей жидкости до прекращения приемистости пласта, после чего скважину промывают и осуществляют повторную гидрофобизацию углеводородной основой суспензии с последующей выдержкой до восстановления пластового давления, причем перед проведением гидрофобизации интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин производят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки на основе полимерного раствора при давлении раскрытия в пластах трещин, которые проводят порциями с последовательным увеличением в каждой порции диаметра частиц крошки, вязкость полимерного раствора в первой порции по отношению к вязкости пластиной нефти и каждой последующей его порции к предыдущей находится в соотношении 1:3, закачку порций прекращают после резкого снижения приемистости пласта до нуля, затем скважину промывают и после проведения гидрофобизации интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин, нагнетательные скважины пускают в эксплуатацию при давлениях меньших, чем давление закачки суспензии.

При осуществлении способа в качестве гидрофобизующей жидкости возможно применение суспензии резиновой крошки на углеводородной основе для нагнетательных скважин. При этом должно соблюдаться указанное выше соотношение вязкостей первой порции углеводородной основы к пластиковой нефти и каждой последующей к предыдущей
Такая обработка пластов в нагнетательных скважин позволяет выравнить профиль приемистости пластов и предотвратить преждевременный прорыв закачиваемого агента к забоям добывающих скважин. Одновременно с выравниванием профиля приемистости увеличивается охват пластов заводнением, а следовательно и нефтеотдача.

После обработки пластов в нагнетательной и добывающей скважинах, градиенты продвигающейся к забою воды (вытесняющего агента), в зоне изоляции интервалов водопритока в добывающих скважинах будут значительно ниже, чем капиллярные силы, действующие в противоположную сторону, вызванные гидрофобизацией углеводородной основой суспензии порового пространства. По этой причине значительно ослабляется разрушительное воздействие вытесняющего агента на изоляционный слой резиновой крошки, находящийся в трещинах пласта. Это увеличивает продолжительность эффекта от изоляционных работ.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На многопластовом нефтяном месторождении, согласно проекту, бурят нагнетательные и добывающие скважины. В случае резкого увеличения процентного содержания заканчиваемой воды в продукции одной или нескольких добывающих скважин их останавливают. С помощью гидропрослушивания определяют наличие взаимовлияния между нагнетательными и добывающими скважинами и определяют источник резкого обводнения нагнетательную скважину. После этого в ней проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований с целью получения геолого-физических данных, характеризующих интервалы прорыва закачиваемой воды. Далее приступают непосредственно к их изоляции. Для этого определяют объем резиновой крошки, необходимый для закачки в промытые наиболее проницаемые интервалы пластов, являющиеся источником прорыва закачиваемой воды, по формуле:

где D диаметр зоны трещинообразования, равный 72 м/см. (Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М. Недра, 1984, с.75);
h суммарная толщина интервалов наибольшей приемистости, определяемая по ГИС;
m трещинная пористость, равная 0,0012% (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М. Недра, 1985, с. 127).

Далее определяют объем суспензии, исходя из полученного объема резиновой крошки. Промысловые испытания показали, что оптимальная концентрация резиновой крошки в суспензии V_рк равна 0,35 м³ на 1 м³суспензии.

Объем суспензии определяют из формулы:

где V_рк необходимый объем резиновой крошки для заполнения трещин в нагнетательных скважинах, м³;
ΔV_рк оптимальная концентрация резиновой крошки в суспензии, м³ /м.

В качестве жидкой основы для суспензии применяют полимерный раствор, причем вязкость его в первой порции по отношению к вязкости пластовой нефти и каждой последующей порции к предыдущей должна находиться в соотношении 1: 3. Диаметр наполнителя, резиновой крошки, в каждой порции последовательно увеличивают. Минимальный диаметр гранул резиновой крошки берут с таким расчетом, чтобы гранулы были по размеру больше максимального размера пор, что исключало бы их кольматацию.

Известно (Регулирование закачки воды по мощности продуктивного пласта в процессе заводнения, тематические научно-технические обзоры. М. 1970, с. 37), что для обеспечения свободного прохождения гранул крошки, содержащихся в суспензии, через поры породы их диаметр должен быть примерно в 4-5 раз меньше диаметра пор породы.

Применение полимерных растворов позволяет эффективно вытеснять не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т.е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды, а на фронте вытеснения при этом образуется вал неактивной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух факторов повышенной вязкости раствора и снижения проводимости среды происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.

Благодаря вводу в полимерный раствор резиновой крошки той или иной фракции, образуется вязкая суспензия, которая при поступлении в высокорпоницаемые трещиноватые интервалы пласта за счет физико-химического воздействия раствора полимера и кольматирующих свойств резиновой крошки надежно изолирует трещины, в том числе и сквозные, т.е. протяженностью от нагнетательной до добывающей скважины. Поскольку размер гранул крошки превышает размер пор пласта, то она может проникнуть только в трещины, раскрытость которых равна или больше диаметра гранул.

При проникновении суспензии в трещины пласта происходит заполнение трещин резиновой крошкой при одновременной адсорбции полимера на стеклах трещин за счет фильтрации раствора полимера через стенки трещин, в пористую околотрещинную часть пласта. В результате этого снижается проводимость высокопроницаемого интервала не только за счет закупорки трещин, но и за счет снижения проводимости околотрещинных пористых участков пласта.

Исследованиями установлено, что чем больше соотношение вязкости вытесняемой нефти и вытесняющей воды, тем больше вероятность прорыва последней к забоям добывающих скважин. Оптимальной величиной упомянутого соотношения, при котором не происходит прорыва закачиваемой воды, является величина 3:1. В связи с этим вязкость суспензии резиновой крошки на основе полимерного раствора должна соответствовать этому соотношению. Способ предусматривает также во время закачки суспензии последовательное увеличение диаметра частиц резиновой крошки. Такой проход объясняется необходимостью получения максимально возможного радиуса изоляционной зоны, что обеспечивает более высокую ее надежность и эффективность, что, в свою очередь, увеличивает продолжительность эффекта от изоляционных работ. Мелкая крошка закачивается в первых порциях суспензии, поэтому она достигает самых удаленных зон пласта и далее, если отсутствует рост давления закачки, переходят на более крупную. Этим обеспечивается изоляция, главным образом промытых зон, характеризующихся высокой зоной трещиноватости и наибольшей их протяженностью, т.к. в начале закачки практически весь объем суспензии, наполнителем в которой является мелкая крошка, поступает в трещины, раскрытость которых наибольшая (по пути наименьшего сопротивления). В последующих и конечной порции суспензии диаметр наполнителя увеличивается, поэтому в трещины с малой раскрытостью, меньшей чем диаметр наполнителя, расположенные вне интервала прорыва закачиваемой воды, резиновая крошка не подается. Этим обеспечивается увеличение охвата пластов заводнением, а следовательно и их нефтеотдача.

После обработки пластов в нагревательной (или нагнетательных) скважине поступают к обработке интервалов водопритока в одноименных пластах всех добывающих скважинах, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной (или нагнетательными). Это объясняется тем, что, если изоляционные работы, например, выполнить только в одной из трех добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, то в результате перераспределения пластового давления от закачки произойдет увеличение обводненности в остальных двух. Вытесняющий агент, обойдя зону изоляции в нагнетательной скважине, выйдет на наиболее проницаемые пропластки, сообщающиеся с двумя другими добывающими скважинами, в которых изоляция не бала произведена, и, вследствие наименьшего гидравлического сопротивления, не производят работу по вытеснению нефти, обводнит продукцию скважины.

До начала обработки пластов в добывающих скважинах в них производят геофизические и гидродинамические исследования продуктивных пластов с целью определения интервалов притока воды и невыработанных нефтенасыщенных участков. Затем приступают к подготовке суспензии. Объем наполнителя и объем суспензии определяют также как и для нагнетательных скважин. Если при закачке суспензии с наполнителем минимального диаметра устьевое давление не растет, то переходят к закачке суспензии с наполнителем большего диаметра.

Закачка суспензии производится при давлении, равном давлению раскрытия трещин пласта, продолжительность до прекращения приемистости пласта. Это будет означать, что объем трещин в интервале водопритока заполнен резиновой крошкой и обрабатываемый интервал водопритока становится не порово-трещинным, а поровым. Во время закачки углеводородная жидкость, как составляющая часть суспензии, будет фильтроваться через трещины в пористые блоки пласта, в результате чего будет осуществляться гидрофобизация пористой околотрещинной водонасыщенной части пласта. Резиновая крошка, обладая упругостью при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньше, чем давление раскрытия трещин, будет защемляться в трещинах, что предотвратит выталкивание крошки из трещин и обеспечит надежную их изоляцию.

Поскольку призабойная зона обводненных добывающих скважин во время их работы и остановок насыщается водой, фазовая проницаемость продуктивных пластов по нефти снижается, что приводит к снижению дебита скважины по нефти и повышению обводненности продукции.

С целью установления этого явления после изоляции трещин проводят повторную гидрофобизацию, причем в качестве гидрофобизирующей жидкости используют только углеводородную основу суспензии (без крошки) с тем, чтобы увеличить охват гидрофобизацией поровой части пласта (пластов) по всей перфорированной толщине.

Объем гидрофобизирующей жидкости определяется по формуле:
V_г.ж. 0,5h₁ м³
где h₁ перфорированная мощность пласта, м.

Пример конкретного осуществления способа.

Элемент Бавлинского нефтяного месторождения разбурили нагнетательными и добывающими скважинами по пятиточечной схеме. Разработку сначала осуществляли с помощью циклического заводнения с периодической гидроизоляцией суспензии резиновой крошки на углеводородной основе обводненных пластов только в добывающих скважинах. Для примера взят отдельный участок (элемент) залежи с добывающими скважинами N 1 4, находящимися в зоне влияния нагнетательной скважины N 5. В геологическом разрыве этих скважин выделены 5 продуктивных пластов (сверху вниз) "в", "в₁", "г₁", "г", "д". Дебиты скважин и обводненности продукции характеризовались данными, приведенных в таблице.

Через полгода эксплуатации этих скважин скважина N 4 резко обводнилась: обводненность увеличилась с 60 до 85% В связи с этим на этой скважине провели исследования с целью определения интервалов водопритока в продуктивных пластах. Таким интервалом оказался пласт "г" в интервале 1638 1639, 2 м, т. е. его толщина составляла 1,2 м. Общая перфорированная толщина составляет 7,8 м. Далее для определения интервала наибольшей приемистости в нагнетательной скважине N 5 сняли профиль приемистости по пластам. Оказалось, что почти 30% объема закачиваемой воды поглощает одноименный с добывающей скважиной пласт "г" в интервале 1629 1635 м.

Таким образом было установлено, что пласт "г" в нагнетательной скважине имеет хорошую гидродинамическую связь с одноименным пластом в добывающей скважине. В связи с этим обработали пласт "г" в нагнетательной скважине по предлагаемому способу. Согласно формуле (1), определили объем резиновой крошки V_рк для приготовления суспензии:

На скважину завезли три фракции резиновой крошки: 1 мм, 2 мм, 4 мм.

Объем суспензии посчитали по формуле (2):

Далее определили объем жидкой части суспензии:
V_сусп V_рк 64 м³ 22,4 м³ 41,6 м³
Перед закачкой суспензии определяли вязкость пластовой нефти, она оказалась равной 36 спз. Вязкость полимерного раствора приняли равной 12 спз, т. к. она должна быть меньше, чем вязкость нефти в 3 раза. Такой вязкостью обладают водные растворы полимера с концентрацией, равной 0,166%
Сначала заготовили первую порцию суспензии в объеме 5 м³ с вышеуказанной концентрацией, в которую добавляли резиновую крошку диаметром 1 мм в количестве 5 м³•0,35 1,75 т.

При закачке первой порции устьевое давление поднялось с 0 до 90 атм. Далее приготовили вторую порцию суспензии. Диаметр резиновой крошки, добавленной в раствор, составляла 2 мм в количестве 1,75 т. При закачке второй порции устьевое давление возросло с 90 до 150 атм. Затем приготовили третью порцию с вязкостью 1,3 спз. Диаметр резиновой крошки в растворе был равен 4 мм. При закачке третьей порции устьевое давление резко возросло с 150 до 200 атм. На этом закачку прекратили. Обработка пласта была закончена.

После этого скважину промыли и оставили на восстановление пластового давления.

После обработки нагнетательной скважины N 5 приступили к обработке одноименного пласта в добывающей скважине N 4. Было закачено 4 т резиновой крошки при общем количестве суспензии 40 м³. Давление закачки последней порции резко поднялись с 150 до 180 атм, поэтому работа по закачке суспензии были прекращены. Далее скважину промывали и приступили к повторной гидрофобизации только углеводородной основой суспензии нефтью. При этом было закачено нефти:
V_н 0,5•h 0,5•7,8 3,90 м³,
где V_н объем закаченной углеводородной основы в м³
h общая перфорированная толщина пласта в м.

После повторной гидрофобизации пласта скважину оставили в простое, на период, равный времени восстановления пластового давления. После этого все остановленные скважины, в которых производилась обработка пластов, в том числе и нагнетательные, пустили в эксплуатацию.

Технико-экономическая эффективность способа заключалась в увеличении нефтеотдачи пластов.

После проведения всего комплекса работ по предлагаемому способу, произвели комплекс гидродинамических и геофизических исследований (РГД, термометрия, СТД). Эти исследования показали увеличения профиля приемистости по толщине пласта на 20% т.е. произошло увеличение охвата пластов заводнением на 20% А поскольку коэффициент нефтеотдачи есть произведение коэффициента охвата пластов заводнением на коэффициент вытеснения, то, считая коэффициент вытеснения постоянным, только за счет увеличения коэффициента охвата пластов заводнением, увеличение коэффициента нефтеотдачи составит не менее 20%

Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Сущность изобретения: способ состоит в том, что перед проведением гидроизоляции пластов в добывающих скважинах, производят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки на основе полимерного раствора при давлении раскрытия в пласте трещин порциями с последовательным увеличением в каждой порции, в первой порции по отношению к вязкости пластовой нефти и каждой последующей порции к предыдущей должна находиться в соотношении 1:3. Закачку порций прекращают после резкого снижения приемистости пласта. Затем скважину промывают. После проведения всего комплекса работ в добывающих скважинах, нагнетательные скважины пускают в эксплуатацию при давлениях меньших, чем давление закачки.1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого повышения обводненности продукции путем закачки гидрофобизирующей жидкости при давлении, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизирующей жидкости закачивают суспензию резиновой крошки на углеводородной основе с размерами частиц, превышающими размеры пор пласта при давлении, равном давлению закачки гидрофобизирующей жидкости до прекращения приемистости пласта, после чего скважину промывают и осуществляют повторную гидрофобизацию углеводородной основой суспензии с последующей выдержкой до восстановления пластового давления, причем перед проведением гидрофобизации интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин производят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки на основе полимерного раствора при давлении раскрытия в пласте трещин, которую проводят порциями с последовательным увеличением в каждой порции диаметра частиц крошки, вязкость полимерного раствора в первой порции по отношению к вязкости пластовой нефти и каждой последующей его порции к предыдущей находится в соотношении 1 3, закачку порции прекращают после резкого снижения приемистости пласта до нуля, затем скважину промывают и после проведения гидрофбизации интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин, нагнетательные скважины пускают в эксплуатацию при давлениях меньших, чем давление закачки суспензии. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах производят путем закачки суспензии резиновой крошки на углеводородной основе.