СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к 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 /а. с. N 1677274, кл. E 21 B 43/22, 1991/. 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 гидрофобизации терригенных коллекторов зависит от степени промытости их водой, а также трещиноватости. Средняя продолжительность эффекта в поровых коллекторах составляет 9 - 12 мес., а в 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.

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. положительное решение по заявке N 4947614/03 от 21.06.91 г/. Это позволяет по сравнению с вышеуказанным способом увеличить продолжительность эффекта от изоляции интервалов водопритока для поровотрещинных и трещинных коллекторов. Заполнение трещин интервала водопритока резиновой крошкой дает возможность предотвратить вытеснение гидрофобизующей жидкости обратно по трещинам во время эксплуатации скважин. В результате этого вытесняющий агент действует 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 защемляться в трещинах, что обеспечит надежную их изоляцию. Однако при хорошей гидродинамической связи нагревательной 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 изобретения является повышение нефтеотдачи пластов.

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, промывку скважин, повторную гидрофобизацию пластов углеводородной основной 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 на углеводородной основе до давления гидроразрыва пластов в интервале перфорации и после проведения всего комплекса работ в добывающих скважинах переходят к закачке суспензии сламели на углеводородной основе с размерами частиц, в 4 - 5 раза меньшими, чем максимальный диаметр пор продуктивных пластов, до достижения давления, равного давлению закачки суспензии резиновой крошки, после чего скважину промывают, повторно перфорируют только нефтенасыщенные интервалы и пускают все обработанные скважины в эксплуатацию.

Такая обработка пластов в нагнетательных скважинах позволит выравнить 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, и их нефтеотдача. Это объясняется тем, что поскольку одновременно с изоляцией высокопроницаемых интервалов в нагревательных скважинах осуществляют разрыв пласта в новых участках интервала перфорации, то вытесняющий агент будет фильтроваться только по этим новым участкам в первую очередь. До изоляционных работ фильтрация вытесняющего агента происходила практически только по высокопроницаемому интервалу перфорации, характеризующемуся прорывом вытесняющего агента, промытому полностью до 100% водонасыщенности, при нефтенасыщенной остальной толщине.

После изоляции этого интервала и гидроразрыва пласта в новых интервалах вытесняющий агент будет фильтроваться в первую очередь по трещинам гидроразрыва в новых интервалах и далее за радиусом трещинообразования по пористым нефтенасыщенным, не выработанным участкам, так как 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 /пластов/ 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 закачка суспензии сламели. Сламель используется как наполнитель суспензии. Размер гранул /частиц/ сламели находится в пределах 0,06 - 0,08 мм. Средний размер диаметра пор в продуктивных коллекторах нефтяных месторождений Татарстана находится в пределах 0,3 - 0,4 мм, т.е. частицы сламели свободно проникают в поры. Таким образом, после закачки суспензии сламели кольматируется вся вскрытая перфорацией толщина пласта, т.е. изолируется весь пласт от притока как воды, так и нефти. После проведения такой изоляции производят дополнительную повторную перфорацию только нефтенасыщенных интервалов пласта.

Проведенная перед закачкой суспензии сламели гидрофобизация углеводородной основой за счет повышения фазовой проницаемости по нефти улучшит, облегчит приток нефти из нефтенасыщенных участков пласта через повторную их перфорацию. Водонасыщенные же интервалы после закачки суспензии резиновой крошки, повторной гидрофобизации углеводородной основой этой суспензии и последующей закачки суспензии сламели будут без повторной перфорации 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 бурят нагнетательные и добывающие скважины. Разработку осуществляют с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. В случае резкого увеличения процентного содержания закачиваемой воды в продукцию 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, 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 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/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 резиновых 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 последовательное 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 закачиваемой воды, резиновая крошка не попадает. Этим обеспечивается увеличение охвата пласта заводнением, а следовательно, и нефтеотдача. Продолжительность закачки суспензии резиновой крошки в нагнетательную скважину определяется достижением величины давления закачки до значения, равного величине разрыва пласта. Это объясняется тем, что существующие трещины являются путями сообщения вытесняющего агента с высокопроницаемыми водонасыщенными пропластками продуктивного пласта, что является причиной прорыва агента к забоям добывающих скважин.

Отсюда вытекает необходимость их изоляции. Конечное давление закачки изоляционной суспензии при этом должно достигать величины разрыва пласта с целью образования трещин в нефтенасыщенных участках пласта.

По этим вновь образованным трещинам вытесняющий агент будет направлен на вытеснение нефти из нефтенасыщенных участков, что приведет к увеличению охвата заводнением и нефтеотдачи пластов.

Обход вытесняющим агентом зоны изоляции и последующая фильтрация по интервалу прорыва за радиусом изоляционной зоны исключается последующей изоляцией этого же пласта /пропластка/ со стороны добывающей скважины.

После обработки пластов в нагнетательной /или нагнетательных/ скважине приступают в обработке интервалов водопритока в одноименных всех добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной /или нагнетательными/. Это объясняется тем, 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 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 так же, как и для нагнетательных скважин. Если при закачке суспензии с наполнителем минимального диаметра устьевое давление не растет, то переходят к закачке суспензии с наполнителем большого размера.

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_гж = 0,5 • h₁, м³,
где h₁ - перфорированная мощность пласта, м.

После проведения повторной гидрофобизации приступают к закачке в пласт суспензии сламели на углеводородной основе.

Необходимость этого объясняется тем, что после изоляции трещин в водонасыщенных интервалах пласта, характеризующихся прорывом вытесняющего агента, поступление последнего может происходить по поровой части продуктивного пласта.

Поскольку резиновая крошка, как уже отмечалось выше, не может проникнуть в поры, так как ее гранулы по размеру больше, чем диметр пор, то для изоляции поровой водонасыщенной части пласта применяют сламель, представляющую собой отходы после обработки пластмасс в виде мелкого /0,08 - 0,15 мм/ порошка. Закачку такой суспензии производят через общий фильтр эксплуатационной колонны. В этом случае частицы сламели проникают в поры как нефтенасыщеной части пласта, так и водонасыщенной, т.е. происходит их изоляция. Как показали проведенные нами лабораторные испытания глубина проникновения сламели не превышает 40 - 50 см, что меньше, чем глубина отверстий выполняемых гидропескоструйной перфорацией.

Поэтому после закачки суспензии сламели производят дополнительную перфорацию только нефтенасыщенной части пласта, а водонасыщенная часть остается заизолированной и не вскрытой перфорацией. Таким образом, сообщение со стволом скважины после обработки пласта имеет только нефтенасыщенная часть пласта, а водонасыщенная часть оказывается надежно заизолированной.

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 /добывающих/ скважины. В результате этого движение будет происходить сначала по вновь созданным трещинам в нефтенасыщенной части пласта после закачки суспензии резиновой крошки и далее по новым нефтенасыщенным участкам пластов, вытесняя из них нефть и повышая коэффициент нефтеотдачи 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 данными, приведенными в таблице.

Через полгода эксплуатации этих скважин скважина N4 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_сусп. - V_рк = 64 м³ - 22,4 м³ = 41,6 м³
Сначала заготовили первую порцию суспензии в объеме 5 м ³ 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, составлял 2 мм, в количестве 1,75 т. При закачке второй порции устьевое давление возросло с 90 до 150 атм.

Затем приготовили третью порцию. Диметр резиновой крошки в суспензии был равен 4 мм. При закачке третьей порции устьевое давление резко возросло с 150 до 250 атм. При достижении этого давления произошло резкое падение давления до 180 атм, что свидетельствовало о гидроразрыве пласта. На этом закачку суспензии прекратили. 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 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 основой суспензии /нефтью/. При этом было закачено нефти
V = 0,5 • h = 0,5 • 7,8 = 3,9 м³,
где V - объем закачанной углеводородной основы, м³;
h - общая перфорированная толщина пласта, м.

После проведения повторной гидрофобизации приступили к закачке в эту же скважину суспензии сламели диаметром 0,08 мм с той же концентрацией как при закачке суспензии резиновой крошки. При этом продолжительность закачки определялась прекращением приемистости пласта. При этом было закачено 1 т сламели.

После проведения этих работ скважину промыли и произвели повторную перфорацию только в интервале 1629 - 1632 м, характеризующемся по результатам ГИС как нефтенасыщенный.

После перфорации 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 20%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов. В нагнетательные скважины закачивают суспензию резиновой крошки на углеводородной основе до давления гидроразрыва пластов в интервале перфорации. Проводят гидроизоляцию одноименных пластов в добывающих скважинах. Закачивают в них суспензию сламели на углеводородной основе с размерами частиц, в 4-5 раза меньшими, чем максимальный диаметр пор продуктивных пластов. Скважину промывают, перфорируют нефтенасыщенные интервалы и пускают в эксплуатацию. Способ повышает нефтеотдачу пластов. 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктовых 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, промывку скважины, повторную гидрофобизацию углеводородной основной 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 на углеводородной основе до давления гидроразрыва пласта или пластов в интервале перфорации, а после проведения всего комплекса работ в добывающих скважинах переходят к закачке в них суспензии сламели на углеродной основе с размерами частиц, в 4 - 5 раза меньшими, чем максимальный диаметр пор продуктивных пластов до достижения давления, равного давлению закачки резиновой крошки, после чего скважину промывают, повторно перфорируют только нефтенасыщенные интервалы пластов и пускают все обработанные скважины в эксплуатацию.