СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано на месторождениях с интенсивным заводнением.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ повышения нефтеотдачи пласта, заключающийся в закачке воды через нагнетательную скважину и добычу флюида через добывающие скважины с определением параметров пласта путем анализа кривой падения давления в нагнетательной скважине.

Однако известный способ имеет следующие недостатки. Практика разработки нефтяного пласта показывает, что в процесс не вовлекаются застойные, не охваченные заводнением зоны пласта, нет возможности определить указанные зоны, не удается оптимально выбрать метод воздействия на них, сделать количественную оценку воздействия, что приводит к снижению нефтеотдачи пласта и, в конечном результате, к падению добычи нефти.

Целью изобретения является увеличение добычи нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе повышения нефтеотдачи пласта, заключающемся в закачке воды через нагнетательную скважину и добычу флюида через добывающие скважины с определением параметров пласта путем анализа кривой падения давления в нагнетательной скважине, согласно изобретению, снимают серию кривых падения давления по числу добывающих скважин, в каждом случае перекрывая одну из них, определяют толщину пласта, замещенную нагнетаемой водой, по направлению каждой добывающей скважины по выражению

где
H толщина нефтеносного пласта,
α₁и α₂ углы наклона прямолинейных участков кривой падения давления
и затем уменьшают отбор флюидов из каждой добывающей скважины в

где
R расстояние от нагнетательной до добывающей скважины
R₁ и R₃ радиусы прямолинейных участков кривой падения давления.

Сущность заявляемого способа заключается в том, что наличие в кривой падения давления прямолинейных участков с разными углами наклона указывает на разнородность флюида в пласте, следовательно, в точках преломления прямолейных участков четко разграничивается распределение того или иного флюида по пласту. Общеизвестно, что призабойный участок пласта является наиболее промытым закачиваемой водой, тогда больший угол наклона следующего прямолинейного участка возникает в результате дополнительных сил сопротивления на границе раздела вода-нефть, то есть указывает на наличие невытеснненой нефти. Изменение угла наклона следующего участка указывает на прорыв закачиваемой воды по наиболее проницаемой части пласта из-за чрезмерно высокого отбора флюида из добывающей скважины и высокой обводненности добываемой нефти. Таким образом, возникает возможность гидравоздействия на невытесненную нефть путем ограничения отбора флюида из добывающей скважины. И в случае, когда технически невозможно увеличить давление нагнетаемой воды, только ограниченным отбором флюида можно осуществить воздействие на зону невытесненной нефти, а зная его параметры и рассчитать количество этого уменьшения.

На фиг. 1 представлена серия кривых падения давления по числу добывающих скважин; на фиг. 2 схема вытеснения нефти по профилю пласта для одной добывающей скважины.

Предлагаемый способ может быть реализован следующим образом.

Известным способом в нагнетательной скважине глубинным манометром замеряют падение давления во времени при поочередном перекрытии каждой из добывающих скважин. Строят кривые падения давления по каждой добывающий скважине (фиг.1). На каждой кривой падения давления определяют прямолинейные участки. По углам наклона

по известным формулам определяют гидродинамические параметры пласта для каждого прямолинейного участка:
коэффициент гидропроводности

коэффициент пьезопроводности

радиус воздействия для каждого участка

Учитывая, что 1 прямолинейный участок (фиг. 2) является значительно промытым закачиваемой водой, во II участке необходимо сформировать процесс вытеснения нефти, а по III участку идет прорыв закачиваемой воды вследствие чрезмерно высокого отбора, и что tg есть величина удельная для каждого угла наклона прямолинейных участков, по формуле

определяют толщину нефтеносного пласта, замещенного закачиваемой водой на границе II участка, которая остается неизменной на всем протяжении пласта до добывающей скважины при условии неизменности литологических и гидродинамических условий, что подтверждается неизменностью угла наклона III участка.

По отношению

определяют коэффициент вытеснения нефти.

По формулам 4, 5, 6 выстраивают схему фактического вытеснения нефти по профилю пласта.

По формуле

где
H толщина нефтеносного пласта,
R расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами,
R₁ и R₃ радиусы прямолинейных участков кривой падения давления, определяем количество раз, во сколько ограничивают отбор флюида из добывающей скважины.

Производят ограничение отбора до расчетного.

Конкретный пример реализации.

На одном из месторождений были проведены исследования в соответствии с описанным в заявке способом. Эффективная толщина исследуемого пласта 5,3 м. Расход воды, закачиваемой через нагнетательную скважину, 700 м³/сут. Снимали кривые падения давления в нагнетательной скважине по отношению к 6-ти добывающим скважинам. Для одной из них получили следующие результаты:
время, сек P_уст,ат
0 0,00
240 27,50
480 31,80
720 34,00
960 35,70
1200 37,70
1800 41,60
2400 44,60
3000 47,60
3600 50,50
5400 58,30
10800 74,80
14400 81,70
21600 86,00
25200 87,10
28800 87,80
32400 88,50
36000 89,30
39600 89,70
Для каждого прямолинейного участка кривой находят гидродинамические параметры: гидропроводность: 1,0436; 0,2969; пьезопроводность: 1,2878; 0,3664; 1,3592 м²/сек; радиус воздействия для каждого участка: 2,9714; 17,4160; 0,1906 м.

По полученным данным получаем:


Определяют расстояние от границы III участка кривой до забоя добывающей скважины
R₄ R R₃ 7500 38163 368377 см
Работающая толщина профиля:

Далее рассчитывается изменение величины отбора флюида по формуле

тогда Q нагнетания поддерживать равным 1546 м³/сут, P_нагн 231 ат.

При этом Q_нагн увеличится в 2,2 раза, а это невыполнимо, так как для остальных скважин Q_нагн увеличивается также в 3,8; 6,6; 2,6; 2,7; 2,6 раза. Таким образом, необходимо только ограничение отбора жидкости из высокообводненных добывающих скважин, что обеспечит вытеснение нефти из ранее неработающих малопроницаемых пропластков.

По 22 скважинам за пять месяцев эксплуатации было дополнительно добыто 41,3 тыс. тонн нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано на месторождениях с интенсивным заводнением. Сущность изобретения заключается в закачке воды через нагнетательную скважину и добыче флюида через добывающие скважины с определением параметров пласта путем анализа кривой падения давления в нагнетательной скважине. Снятие серии кривых падения давления осуществляют по числу добывающих скважин, в каждом случае перекрывая одну из них. Определяют толщину пласта, замещенную нагнетаемой водой по направлению каждой добывающей скважины по выражению где H - толщина нефтеносного пласта, м; α₁и α₂ - углы наклона прямолинейных участков кривой падения давления, ат/сек, уменьшают отбор флюидов из каждой добывающей скважины в число раз, соответствующее выражению: 1+(H-h)(R-R₃/h(R-R₁), где R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м, R₁; R₃ - радиусы прямолинейных участков кривых падения давлений, м. 2 ил.

Способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий закачку в него воды через нагнетательные скважины со снятием в ней кривой падения давления во времени и отбор флюида через добывающие скважины, отличающийся тем, что снятие кривой падения давления в нагнетательной скважине осуществляют по отношению ко всем добывающим скважинам при поочередной остановке каждой из них отдельно, затем для каждой из добывающих скважин определяют толщину пласта в зоне, замещенной закачиваемой водой в соответствии с выражением

где H толщина нефтеносного пласта, м;
tgα₁ и tgα₂ - тангенсы углов наклона прямолинейных участков кривой падения давления, ат/с;
и уменьшают отбор флюида из каждой скважины в количество раз, соответствующее следующему выражению

где R расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;
R ₁ и R ₂ радиусы прямолинейных участков кривой падения давления, м.