СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Предлагаемый способ разработки многопластовых нефтяных месторождений относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов.

Известен способ циклического воздействия на пласты закачкой воды через нагнетательные скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого их обводнения (см. а. с. N 1677274, кл. E 21 B 43/12, 1989). Это позволяет по сравнению с обычным 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 нами лабораторные исследования показали, что эффект гидрофибизации терригенных коллекторов зависит от степени промытости их водой, а также трещиноватости. Средняя продолжительность эффекта в поровых коллекторах составляет 9 12 месяцев, а в порово-трещиноватых до 5 6 месяцев. 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.

Наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому является способ циклического воздействия на пласты закачкой воды с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин, когда гидрофобизацию пластов производят после резкого повышения обводненности продукции с последующей закачкой суспензии резиновой крошки на углеводородной основе (см. патент СССР N 1833457, кл. E 21 B 43/22, 1993). Это позволяет по сравнению с вышеуказанным способом увеличить продолжительность эффекта от изоляции интервалов водопритока для порово-трещинных и трещинных коллекторов. Заполнение трещин интервала водопритока резиновой крошкой дает возможность предотвратить вытеснение гидрофобизующей жидкости обратно по трещинам во время эксплуатации скважины. В результате этого вытесняющий агент, действуя на гидрофобизующую жидкость своим давлением, заставляет ее внедряться в пласты кроме горизонтального направления и в вертикальном направлении, т.е. поперек напластования, что способствует повышению охвата пластов гидрофобизацией. Резиновая крошка, обладая упругостью, при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньшим, чем давление раскрытия трещин, будет защемлятся в трещинах, поэтому выноса ее в ствол скважины не будет, что обеспечит надежную их изоляцию. Однако при хорошей гидродинамической связи нагнетательной и добывающей скважин наличие высоких градиентов давления вытесняющего агента в зоне изоляции приводит к быстрому его прорыву по смежным наиболее проницаемым пропласткам в обход изоляционного слоя. Это является причиной невысокой нефтеотдачи пластов.

Целью предлагаемого способа является повышение их нефтеотдачи.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим 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 гидрофобизующей суспензии резиновой крошки на углеводородной основе с размерами частиц, превышающими размеры пор пласта при давлении, равном давлению раскрытия трещин пласта, промывку скважины, повторную гидрофобизацию пластов углеводородной основой суспензии и последующую выдержку до восстановления пластового давления.

Новым является то, что перед проведением изоляционных работ в добывающих скважинах, проводят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки с последующей остановкой нагнетательных скважин до восстановления пластового давления с периодическим измерением его величины, причем при невосстановлении пластового давления до гидростатического, скважины вакуумируют в интервале перфорации, при этом вакуумирование добывающих и нагнетательных скважин производят до момента появления нефтяного газа на выкиде вакуум-насоса.

Такая обработка пластов в нагнетательных скважинах позволит выравнять профиль приемистости пластов и направить движение вытесняющего агента по новым не выработанным нефтенасыщенным участкам, зонам, исключить простое перекачивание закачиваемого агента к забоям добывающих скважин по промытым высокопроницаемым пропласткам. Одновременно с выравниванием профиля приемистости увеличивается охват пластов заводнением, а следовательно их нефтеотдача. Это объясняется тем, что поскольку в нагнетательных скважинах одновременно с изоляцией высокопроницаемых интервалов осуществляют еще вакуумирование всей толщи продуктивных пластов, поэтому вытесняющий агент будет фильтроваться только по нефтенасыщенным участкам в первую очередь. Обход вытесняющим агентом зоны изоляции исключается изоляцией интервалов прорыва в одноименных пластах добывающих скважин. В результате такой обработки пласта в нагнетательных скважинах значительно повысится охват пласта (ов) заводнением и, как следствие этого, нефтеотдача.

В добывающих скважинах, кроме изоляции одноименного пласта в интервале прорыва вытесняющего агента и последующей гидрофобизации одной углеводородной основой всей перфорированной толщины, производится, как и в нагнетательных скважинах, вакуумирование. В результате вакуумирования нагнетательной скважины происходит удаление газовых пузырьков из пор и трещин непромытой нефтенасыщенной зоны пласта, в связи с чем улучшается фильтрационная способность пористой среды для вытесняющего агента и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти. Вакуумированием добывающей скважины очищают поры пласта от газа, улучшая фильтрационную способность пористой среды по нефти, что приводит к увеличению ее притока к забою скважины.

Проведенная перед вакуумированием гидрофобизация пластов углеводородной основой в добывающих скважинах за счет повышения фазовой проницаемости по нефти улучшит, облегчит приток нефти из нефтенасыщенных участков пласта. Водонасыщенные же интервалы после закачки суспензии резиновой крошки, повторной гидрофобизации углеводородной основой суспензии будут надежно заизолированы по всей водонасыщенной толщине.

После обработки пластов в нагнетательных и добывающих 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 будут нагнетательные и добывающие скважины. Разработку осуществляют с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. В случае резкого увеличения процентного содержания закачиваемой воды в продукции одной или нескольких добывающих скважин их останавливают. С помощью гидропрослушивания определяют наличие взаимовлияния между нагнетательными и добывающими скважинами и определяют источник обводнения - нагнетательную скважину. После этого в ней проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований с целью получения геолого-физических данных, характеризующих интервал прорыва закачиваемой воды. Далее приступают непосредственно к их изоляции. Для этого определяют объем резиновой крошки, необходимой для закачки в промытые наиболее проницаемые интервалы пластов, являющиеся источником прорыва закачиваемой воды по формуле

где
D диаметр зоны трещинообразования, равный 72 м (см. книгу Р.Н.Дияшев. Совместная разработка нефтяных пластов, М. Недра, 1984, с. 75);
h суммарная толщина интервалов наибольшей приемистости, определяемая по ГИС;
m трещинная пористость, равная 0,0012% (см. книгу М.Л.Сургучев. 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 равна 0,35 м³ на 1 м³ суспензии.

Объем суспензии определяют по формуле

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

В качестве жидкой основы для суспензии применяют нефть.

Суспензия при поступлении в высокопроницаемые трещиноватые интервалы пласта за счет физико-химического воздействия нефти и кольматирующих свойств резиновой крошки надежно изолирует трещины, в том числе и сквозные, протяженностью от нагнетательной до добывающей скважины. Поскольку размер гранул крошки превышает размер пор пласта, то проникновение ее в поры исключается.

При проникновении суспензии в трещины пласта происходит заполнение последних резиновой крошкой при одновременной гидрофобизации поровой части пласта за счет фильтрации углеводородной основы через стенки трещин. В результате этого снижается проводимость высокопроницаемого интервала не только за счет закупорки трещин, но и за счет снижения проводимости околотрещинных пористых участков пласта.

Способ предусматривает также во время закачки суспензии последовательные увеличение диаметра частиц резиновой крошки. Такой подход объясняется необходимостью получения максимально возможного радиуса изоляционной зоны, что обеспечит более высокую ее надежность, что, в свою очередь, увеличит 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 степенью 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 воды, резиновая крошка не попадает. Этим обеспечивается увеличение охвата пластов заводнением, а следовательно и их нефтеотдача. Продолжительность закачки суспензии резиновой крошки в нагнетательную скважину определяется достижением максимально допустимой величины давления на эксплуатационную колонну. Поскольку закачка вытесняющего агента осуществляется при давлениях значительно меньших, чем максимально допустимое давление, то разрушительное воздействие его на изоляционную зону пластов значительно уменьшается.

После закачки суспензии резиновой крошки приступают к вакуумированию. Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 100 м³/ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов или трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зону скважины до появления нефтяного газа (примерно 40 48 часов) на выкиде вакуум-насоса.

После обработки пластов в нагнетательной (или нагнетательных) скважинах приступают к обработке интервалов водопритока в одноименных пластах всех добывающих скважин, 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, 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 была произведена, и, вследствие наименьшего гидравлического сопротивления, не производя работу по вытеснению нефти, обводнит продукцию скважин.

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, продолжительностью 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 меньшим, 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 устранения этого явления после изоляции трещин проводят повторную гидрофобизацию, причем в качестве гидрофобизующей жидкости используют только углеводородную основу суспензии (без крошки) с тем, чтобы увеличить охват гидрофобизацией поровой части пласта (пластов) по всей перфорированной толщине. Объем гидрофобизующей жидкости определяется по формуле
V_г.ж 0,5•h₁, м³,
где
h₁ перфорированная мощность пласта, м.

После проведения повторной гидрофобизации приступают к вакуумированию зоны затрубного пространства добывающей скважины.

Вакуумирование позволяет очистить поры нефтенасыщенной части пласта от газовых пузырьков. В результате этого направление гидродинамических потоков при движении вытесняющего агента изменяется, одновременно происходит увеличение охвата пластов заводнением, что положительно влияет на нефтеотдачу пластов.

После проведения всего комплекса работ скважины как нагнетательные, так и добывающие пускают в эксплуатацию только после восстановления пластового давления.

После двусторонней изоляции интервала прорыва закачиваемой воды он будет изолирован как со стороны нагнетательной, так и со стороны добывающей (или добывающих) скважины. В результате этого движения вытесняющего агента в этом интервале не будет. Его движение будет происходить по нефтенасыщенным, ранее не охваченным заводнением интервалами пластов, вытесняя из них нефть и повышая коэффициент пластов.

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 суспензией резиновой крошки на углеводородной основе обводненных пластов только в добывающих скважинах. Для примера взят отдельный участок (элемент) залежи с добывающими скважинами N 1, 2, 3, 4, находящимися в зоне влияния нагнетательной скважины N 5. В геологическом разрезе этих скважин выделены 5 продуктивных пластов (сверху вниз) "в", "в₁", "г₁", "г", "д". Дебиты скважин и обводненность продукции характеризовались следующими данными (см. таблицу).

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 составляет 1,2 м. Общая перфорированная толщина равна 7,8 м. Далее для определения интервала наибольшей приемистости в нагнетательной скважине N 5 сняли профиль приемистости по пластам. Оказалось, что почти 80% 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 и 4 мм. Объем суспензии подсчитали по формуле (2)

Далее определили объем жидкой части суспензии
V_жсусп. V_рк 64 м³ 22,4 м³ 41,6 м³
Сначала заготовили первую порцию суспензии в объеме 5 м³ с вышеуказанной концентрацией, в которую добавили 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 жидкую углеводородную основу составляет 2 мм, в количестве 1,75 т. При закачке второй порции устьевое давление возросло с 90 до 150 атм. что равно максимально допустимому давлению для эксплуатационной колонны данной скважины.

Затем закачку суспензии прекратили и оставили скважину на восстановление пластового давления с периодическим измерением его величины. При этом, если пластовое давление окажется ниже, чем гидростатическое для данной скважины, то приступают к ее вакуумированию.

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 при закачке последней порции резко возросло со 120 до 150 атм, поэтому работы по закачке суспензии были прекращены. Далее скважину промыли и приступили к повторной гидрофобизации только углеводородной основной суспензии (нефтью). При этом было закачано нефти
V 0,5 • h₁ 0,5 • 7,8 3,9 м³,
где
V объем закачанной углеводородной основы в мм³;
h₁ общая перфорированная толщина пласта, м.

После проведения повторной гидрофобизации приступили к процессу вакуумирования.

После проведения этих работ все скважины пустили в эксплуатацию.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в увеличении нефтеотдачи пласта по сравнению с известным способом.

После проведения всего комплекса работ по данному способу в обработанных скважинах произвели комплекс гидродинамических и геофизических исследований.

Эти исследования (расходомером, СТД) показали увеличение профиля приемистости по толщине пласта на 20% т.е. охват пластов заводнением увеличился также на 20% А поскольку коэффициент нефтеотдачи есть произведение коэффициента охвата пластов заводнением на коэффициент вытеснения, то, условно считая коэффициент вытеснения постоянным, только за счет увеличения коэффициента охвата пластов заводнением увеличение нефтеотдачи составит около 20%

Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовых нефтяных месторождений. Задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи пластов. Способ осуществляют в следующей последовательности. Перед проведением изоляционных работ в добывающих скважиннах проводят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки из углеводородной основе с последующим вакуумированием пласта (пластов) в интервале перфорации, а после проведения всего комплекса работ в добывающих скважинах их тоже вакуумируют. 1 табл.

Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий: циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого повышения обводненности продукции путем закачки гидрофобизирующей суспензии резиновой крошки на углеводородной основе с размерами частиц, превышающими размеры пор пласта при давлении, равном давлению раскрытия трещин пласта, продолжительностью до прекращения приемистости пласта; промывку скважин; повторную гидрофобизацию углеводородной основой суспензии и последующую выдержку до восстановления пластового давления, отличающийся тем, что перед проведением изоляционных работ в добывающих скважинах проводят гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки суспензии резиновой крошки с последующей остановкой нагнетательных скважин до восстановления пластового давления с периодическим измерением его величины, причем при невосстановлении пластового давления до гидростатического, скважины вакуумируют в интервале перфорации, при этом вакуумирование добывающих и нагнетательных скважин производят до момента появления нефтяного газа на выкиде вакуум-насоса.