СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяных месторождений.

Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемой при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости.

Недостатком известного способа является невысокая его эффективность при использовании и неоднородном пласте, насыщенном легкой нефтью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и постигаемому эффекту является способ заводнения нефтяной залежи с использованием слабощелочных пластовых зон.

Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи пласта при его использовании в условиях высокой обводненности залежи.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет продления фонтанной добычи жидкости и увеличения охвата заводнением глубокозалегающей залежи, насыщенной легкой нефтью.

Цель достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяной залежи, включающем закачку слабощелочной пластовой воды в нагнетательные скважины и отбор жидкости из добывающих скважин, производят попеременно остановку и пуск двух групп нагнетательных скважин, ведущих закачку слабощелочной пластовой воды, в первом полуцикле останавливают первую группу нагнетательных скважин с одновременной остановкой добывающих фонтанных скважин, у которых противодавление на буфере выше давления выкидной линии в пределах 4 - 10%, а работу всего добывающего фонда производят в полуцикле закачки слабощелочной пластовой воды с помощью первой группы нагнетательных скважин с одновременной остановкой второй группы нагнетательных скважин, при этом выбор первой группы нагнетательных скважин осуществляется при выполнении неравенства

а выбор П группы - при выполнении неравенства
,
где R_j - коэффициент ранговой корреляции Спирмена между приемистостями данной нагнетательной скважины и дебитами жидкости соседней добывающей скважины, определяемый по формуле

где d_i - разность рангов между приемистостями данной нагнетательной и дебитами жидкости ближайшей добывающей скважины;
m - число добывающих скважин, окружающие данную нагнетательную;
n - число дебитов жидкости, приемистостей (по месяцам в течение года), а время полуцикла закачки определяется по формуле

где t - время полуцикла закачки слабощелочной пластовой воды в пласт, сек.;
l - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями;
x - средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.

Способ осуществляют следующим образом.

Сначала производят выбор двух групп нагнетательных скважин, подлежащих остановке поочередно в первом и втором полуциклах.

С помощью формулы (3) определяю R_j парные коэффициенты ранговой корреляции между каждой нагнетательной скважиной и ближайшими (соседними) добывающими скважинами, потом определяют величину . Если это выражение меньше 0,4, то это говорит о невысокой гидродинамической связи нагнетательной с ближайшими добывающими. Нагнетательные скважины, для которых выполняется неравенство (1), подлежит остановке в первом полуцикле.

Вторая группа нагнетательных скважин удовлетворяющая условие (2), имеющая высокую степень гидродинамической связи с ближайшими добывающими скважинами, подлежит остановке во втором полуцикле. Потом определяют по формуле (4) время полуцикла воздействия [4].

Далее проводят выбор добывающих скважин для остановки в первом полуцикле. Глубокозалегающие залежи, насыщенные легкими нефтями обладают некоторыми особенностями разработки. При заводнении залежей, глубина залегания которых достигает 4000 - 5000 м, фонтанный способ добычи жидкости является единственным средством эксплуатации нефтяных скважин.

Другой особенностью является тот факт, что с течением времени условия работы скважин ухудшаются: растет обводненность, пластовое давление падает, газовый фактор как и коэффициент продуктивности тоже уменьшается, поэтому с ростом обводненности и забойного давления уменьшается противодавление на буфере скважины. При достижении значения давления на буфере, равного величине давления на выкидной линии, фонтанирование скважины прекращается.

Опыт эксплуатации фонтанных скважин с легкими нефтями указывает на то, что скважины, у которых противодавление на буфере превышает на 4 - 10% давление на выкидной линии, еще могут успешно работать при повышении пластового давления в этих скважинах. Последнее можно достигнуть, если периодически эксплуатировать такие скважины: в течение первого полуцикла останавливать (накапливать пластовое давление), во втором полуцикле пускать в работу.

В I полуцикле останавливают первую группу нагнетательных скважин с одновременной остановкой добывающих фонтанных скважин, у которых противодавление на буфере превышает на 4 -10% давление на выкидной линии. Остальные нагнетательные скважины закачивают слабощелочную воду (вторая группа).

Во II полуцикле останавливают вторую группу нагнетательных скважин с одновременным пуском в работу нагнетательных и добывающих скважин, остановленных в I полуцикле.

Остановка добывающих скважин в I полуцикле даст возможность им повысить пластовое давление.

Остановка II группы нагнетательных скважин, имеющих хорошую связь с зоной отбора (особенно с выбранными добывающими) приведет к снижению обводненности, остановленных в предыдущем полуцикле добывающих скважинах (после их пуска в работу).

Снижение обводненности и повышение пластового давления в этих скважинах будут способствовать продлению периода фонтанирования. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), образующиеся при взаимодействии слабощелочной воды с кислотными компонентами нефти, также будут увеличивать период фонтанный добычи жидкости.

Попеременный пуск и остановка двух групп нагнетательных скважин, осуществляющих закачку слабощелочной пластовой воды приведет к снижению поверхностного натяжения в пласте. Возникнет изменение фильтрационных потоков, за счет чего произойдет подключение в процесс разработки низкопроницаемых пропластков.

Данный способ заводнения был опробован на залежи Д₅ со следующими параметрами пласта и работы скважин:
Глубина залегания залежи - 4570 м
Газовый фактор - 960 м³/м³
Плотность нефти в пластовых условиях - 457,3 кг/м³
Плотность нефти в поверхностных условиях - 765,1 кг/м³
Давление в выкидной линии - 11,5 МПа
Начальное пластовое давление - 530 МПа
Текущее пластовое давление - 400 МПа
Фонд скважин
Добывающих - 16
Нагнетательных - 8
Для сравнения эффективности предлагаемого способа с прототипом на данной залежи были выделены два участка примерно одинаковых по параметрам, числу скважин, степени выработки.

На участке 1 производили постоянную закачку слабощелочной воды.

На участке 2 стали проводить предложенную технологию заводнения. Для этого сначала были выбраны две группы нагнетательных скважин, останавливаемые в первом и втором полуциклах. По приемистостям нагнетательных скважин и дебитам жидкости добывающих скважин были расчитаны на ЗВМ парные коэффициенты ранговой корреляции каждой нагнетательной скважины с ближайшими добывающими табл. 1 - 4.

Из табл. 1 следует, что нагнетательная скважина А взаимодействует с ближайшими добывающими скважинами 1, 3 и 7, имея следующие парные коэффициенты ранговой корреляции соответственно 0,24; 0,34; 0,41

Нагнетательная скважина А удовлетворяет критерию выбора для остановки в первом полуцикле.

Нагнетательная скважина Б с ближайшими добывающими скважинами 7, 6 и 8 имеет следующие коэффициенты Спирмена (табл. 2): 0,45; 0,38; 0,76

Нагнетательная скважина Б подлежит остановке во втором полуцикле.

После расчетов оказалось, что 2 (А и В) нагнетательные скважины подлежат остановке в первом полуцикле и 2 - во втором (Б и Г).

При этом были выбраны скважины, останавливаемые в первом полуцикле, у которых давление на буфере выше давления на выкидной линии на 4 - 10%. Таких скважин оказалось 3 из 8.

У них противодавление на буфере 12 - 12,5 МПа при давлении в линии II,5 МПа.

Была определена продолжительность полуцикла закачки слабощелочной пластовой воды по формуле (4)

при l = 1000 м, x = 1,68 м²/с

Время полуцикла закачки оказалось равным 15 дн. В первом полуцикле были остановлена 1 группа нагнетательных скважин и 3 выбранных добывающих скважины.

Через 15 дн во II полуцикле остановили вторую группу (2 скважины), а первую группу нагнетательных пустили в работу, одновременно пустили в работу 3 оставленных в первом полуцикле добывающие скважины. В результате использования данного способа заводнения обводненность снизилась, особенно по остановленным в первом полуцикле добывающим скважинам, поэтому у них продлился фонтанный период добычи жидкости.

Дополнительная добыча нефти за 12 мес. по участку 2 составила 16,5 тыс. т.

Дополнительная добыча нефти на участке 1 от постоянной закачки слабощелочной пластовой воды (прототип) в течение того же времени (12 мес) составила 12,4 тыс.т.

Таким образом, дополнительная добыча нефти по предложенному способу оказался в 1,33 раза выше, чем по прототипу. Последнее говорит о более высокой эффективности предлагаемого технического решения.

Новизной предлагаемого технического решения является попеременная остановка двух групп нагнетательных скважин, закачивающих слабощелочную пластовую воду совместно с периодической остановкой добывающих фонтанных скважин у которых противодавление на буфере на 4 -10% выше давления на выкидной линии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяной залежи. Цель изобретения - продление срока фонтанной добычи жидкости и увеличение охвата заводнением глубокозалегающей залежи, насыщенной легкой нефтью. Для этого производят попеременно остановку и пуск двух групп нагнетательных скважин, в которые закачивают слабощелочную пластовую воду. В первом полуцикле останавливают первую группу нагнетательных скважин с одновременной остановкой добывающих фонтанных скважин, у которых противодавление на буфере выше давления на выкидной линии на 4 - 10%. Работу всего добывающего фонда производят в полуцикле закачки слабощелочной пластовой воды с помощью первой группы нагнетательных скважин с одновременной остановкой второй группы нагнетательных скважин. 4 табл.

Способ заводнения нефтяной залежи, включающий закачку слабощелочной пластовой воды в нагнетательные скважины и отбор жидкости из добывающих скважин, отличающийся тем, что при заводнении глубокозалегающей залежи насыщенной легкой нефтью производят попеременно остановку и пуск двух групп нагнетательных скважин, закачивающих слабощелочную воду, при этом в первом полуцикле останавливают первую группу нагнетательных скважин с одновременной остановкой добывающих фонтанных скважин, у которых противодавление на буфере выше давления на выкидной линии на 4 10% а работу всего добывающего фонда производят в полуцикле закачки слабощелочной пластовой воды при помощи первой группы нагнетательных скважин с одновременной остановкой второй группы нагнетательных скважин, при этом выбор первой группы нагнетательных скважин осуществляют при выполнении неравенства

а выбор второй группы нагнетательных скважин при выполнении неравенства

где R_j коэффициент ранговой корреляции Спирмена между приемистостью данной нагнетательной скважины и дебитами жидкости соседней добывающей скважины, определяемой по формуле

d_i разность рангов приемистости данной нагнетательной скважины и дебитов жидкости соседней добывающей скважины;
m число добывающих скважин, окружающих данную нагнетательную;
n 12 число дебитов жидкости, приемистостей (по месяцам в течение года),
а время полуцикла закачки слабощелочной пластовой воды определяется по формуле
t l²/2x,
где t время полуцикла закачки, с;
l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;
x средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.