СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с расчлененными проницаемостно-неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разработать нефтяную залежь с неоднородными коллекторами с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции из-за опережающего прорыва воды по высокопроницаемым прослоям.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины [2].

За счет циклического режима работы нагнетательных скважин удается повысить полноту извлечения запасов нефти, однако в залежи остаются значительные невыработанные запасы, за счет доизвлечения которых может быть увеличен коэффициент нефтеизвлечения.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, согласно изобретению определяют параметры пластов продуктивного горизонта и устанавливают продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды через нагнетательные скважины, в начале первого полуцикла в нагнетательные скважины в высокопроницаемые интервалы разреза продуктивного горизонта закачивают реагенты, повышающие гидродинамическое сопротивление пластов и сохраняющие эти свойства в течение времени первого полуцикла, а затем закачивают воду в течение всего первого полуцикла, в течение второго полуцикла закачивают воду в нагнетательные скважины через весь интервал разреза продуктивного горизонта. Закачку реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов, осуществляют их введением в поток закачиваемой в нагнетательную скважину воды при сохранении режима закачки.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины;
2. Закачка воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины;
3. Определение параметров пластов продуктивного горизонта и установление продолжительности полуциклов циклического режима закачки воды через нагнетательные скважины;
4. Закачка реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов и сохраняющих эти свойства в течение времени первого полуцикла;
5. Закачка реагентов в начале первого полуцикла в высокопроницаемые интервалы разреза продуктивного горизонта;
6. Закачка воды в течение всего первого полуцикла;
7. Закачка воды в течение второго полуцикла в нагнетательные скважины через весь интервал разреза продуктивного горизонта;
8. Закачка реагентов при их введении в поток закачиваемой в нагнетательную скважину воды при сохранении режима закачки.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными признаками изобретения, признак 8 является частным существенным признаком изобретения.

При разработке многопластовой нефтяной залежи со значительной неоднородностью емкостно-фильтрационных свойств рабочий агент поступает в основном в высокопроницаемые пласты и добыча нефти осуществляется главным образом из высокопроницаемых пластов. При этом в низкопроницаемых пластах остаются значительные невыработанные запасы нефти. При закачке в высокопроницаемые пласты реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов, происходит снижение их проницаемости и, в результате, выравнивание проницаемостей пластов, слагающих разрез продуктивного горизонта. В этих условиях рабочий агент поступает не только в бывший высокопроницаемый пласт, но и в менее проницаемые пласты разреза, за счет чего их разработка активируется. В предлагаемом изобретении осуществляют выбор реагентов таким образом, чтобы они не только способствовали снижению проницаемости высокопроницаемых пластов, но и сохраняли это свойство в течение необходимого периода времени. Этот период времени рассчитывают исходя из свойств пластов и флюидов: соотношения фильтрационных сопротивлений нагнетательной скважины и добывающих скважин, получающих влияние от закачки, нефтенасыщенности пласта и вязкости нефти и воды ([3], с. 16).

За время, рассчитанное в соответствии с отмеченной работой, обеспечивается проявление капиллярных эффектов и эффекта изменения направления фильтрационных потоков в пласте ([4], с. 11).

В соответствии с временем первого полуцикла подбирают реагенты, создающие изоляцию высокопродуктивного пласта в течение этого времени. После естественного разрушения изолирующего материала в пласте наступает второй полуцикл. Его время определяют как время до закачки новой порции реагентов. В течение первого полуцикла высокопроницаемый интервал изолирован (полностью или частично), и рабочий агент поступает в основном в низкопроницаемый пласт. Цикличность воздействия на пласты способствует проявлению капиллярных эффектов, а также изменению градиентов давления и изменению направления фильтрационных потоков в пласте, что и обуславливает извлечение дополнительного количества нефти.

Введение в рабочий агент арегантов и изоляция высокопроницаемых интервалов без остановки нагнетательной скважины способствует сохранению режима закачки и более активному поддержанию пластового давления, а также более равномерной работе скважин.

Последний фактор особенно актуален при разработке месторождений северных районов Западной Сибири. В качестве реагентов выбирают различные составы, в том числе композиции, состоящие из полиакриламида, бихромата калия и лигносульфоната (КССБ). При этом доля каждого компонента, их соотношение в композиции определяется необходимой продолжительностью сохранения изолирующих свойств. Композиции, состоящие из отмеченных компонентов, способны сохранять свои изолирующие свойства в широком диапазоне значений: от 3 до 4-5 месяцев и более. Оптимальный объем закачки реагентов составляет порядка 2 м³ на 1 м эффективной толщины пласта.

Пример 1. Способ опробован на одном из месторождений Западной Сибири на участке, включающем пять рядов скважин, в том числе центральный ряд, состоящий из 10 нагнетательных скважин, и по два ряда добывающих скважин с каждой стороны от разрезающего. Расстояния между скважинами в рядах 300 м, между рядами добывающих скважин тоже 300 м. Между рядом нагнетательных скважин и смежными рядами добывающих скважин 500 м. Ряды скважин ориентированы с севера на юг. Размеры участка примерно 3х1,6 км.

Эксплуатационный объект составляет пласты АВ₁3 + АВ₂1. Верхний горизонт представлен чередованием маломощных прослоев низкопроницаемых коллекторов и глин.

Горизонт АВ₂1 в пределах большей части площади блока представлен коллекторами монолитного строения, сочетающимися с прослоями тонкослоистых коллекторов и глин.

Проницаемость монолитов, как правило, выше и составляет 200-300 и иногда 400 мкм²•10^-3, а тонкочередующихся коллекторов - от единиц до нескольких десятков мкм²•10³.

На участке пробурено 46 скважин, в том числе 36 добывающих и 10 нагнетательных. Давление на линии нагнетания 21-22 МПа. Давление в зоне отбора 16,0-16,5 МПа.

Обводненность продукции перед проведением промыслово-экспериментальных работ 88,8%. Месячные отборы нефти, воды и жидкости 4394 т, 36038 т и 40432 т соответственно. Коэффициент текущей компенсации 1,06.

Циклическое заводнение по обычной схеме осуществлялось в течение трех месяцев. Нестационарность обеспечивалась путем периодической остановки (на 30 сут) определенной группы нагнетательных скважин при работе в этот период другой группы нагнетательных скважин. А именно, в одном режиме работали скважины N 1, 3, 5, 6, 9. Остальные нагнетательные скважины 2, 4, 6, 8, 10 работали в другом режиме. Так, в первый и третий месяцы периода проведения нестационарного воздействия по известному способу были остановлены скважины N 1, 3, 5, 6, 9. Закачка в это время осуществлялась в скважины 2, 4, 6, 8 и 10. Во второй месяц имела место обратная картина: вода закачивалась в скважины 1, 3, 5, 7, 9, а не работали скважины 2, 4, 6, 8, 10.

Группы попеременно работающих нагнетательных скважин, их приемистость и объемы месячной закачки по известной и предлагаемой технологиям даны в табл. 1.

В результате осуществления циклической закачки обводненность продукции снизилась на 1,2% и составила 87,7% в квартальном исчислении. Дополнительная добыча нефти составила 1143 т.

По данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на нижележащие объекты через 8 лет после ввода в разработку рассматриваемого участка, были выявлены опережающие заводняемые закачиваемой водой высокопроницаемые интервалы продуктивного разреза и интервалы, слабо принимающие воду. По геофизическим материалам оценили емкостно-фильтрационные характеристики пластов и наметили интервалы для закачки реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление коллекторов. В качестве таковых приняты высокопроницаемые коллекторы монолитного строения, занимающие нижнюю часть разреза пласта АВ₂1.

Используя емкостно-фильтрационные и вязкостные характеристики залежи на участке проведения работ по нестационарному воздействию по формуле, регламентированной Инструкцией по совершенствованию технологии циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков ([3], с. 16), произвели расчет продолжительности полуциклов работы и остановки нагнетательных скважин, равно как и продолжительности их работы в условиях отсутствия изолированности высокопроницаемых прослоев и при изоляции последних. Расчетная продолжительность полуциклов составила 25-30 сут. Соответственно для регулирования гидродинамического сопротивления коллекторов применен реагент, сохраняющий свои изолирующие свойства в течение этого времени.

Состав реагента, %: полиакриламид РДА 1020 0,3-0,4; бихромат калия 0,2; лигносульфонат (КССБ) 0,6.

Объемы закачки реагента приняты в соответствии с нормативами, приведенными в Руководстве по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменьнефтегаза (РД 39-014035-254-883). Норматив для использованных в работе реагентов составил 2 м³ реагента на 1 м эффективной толщины пласта.

В табл. 2 приведены характеристики толщин интервалов регулирования фильтрационных свойств коллекторов в нагнетательных скважинах, расход реагента и объемы продавочной жидкости.

Нестационарность по рекомендуемому способу обеспечивалась для высокопроницаемых опережающе обводняемых интервалов периодическим предотвращением поступления в них закачиваемой воды путем закачки в нагнетательные скважины химреагентов с продолжительностью сохранения изоляционных свойств в течение 30 сут. При этом при нагнетании в условиях изолированности высокопроницаемых интервалов в слабопринимающие воду пласты поступали большие объемы воды, чем при закачке в условиях неизолированности высокопроницаемых пластов, что обуславливало нестационарность воздействия в слабопроницаемых пластах. Циклическое заводнение по известному способу осуществлялось в течение трех месяцев. Работы по рекомендуемой технологии начаты через два месяца после окончания циклического заводнения по известному способу. Воздействие осуществлялось по следующей схеме.

В первые 30 сут закачка воды осуществлялась в нагнетательные скважины второй группы (NN 2, 4, 6, 8, 10) через весь интервал перфорации. В этот период в скважины первой группы (NN 1, 3, 5, 7, 9) в опережающе заводняемые пласты проводили закачку реагентов, сохраняющих свои изоляционные свойства в течение 30 сут. После чего в эти скважины в условиях изоляции высокопроницаемых прослоев закачивали воду.

Во вторые 30 сут закачку воды в полный интервал перфорации производили в скважины первой группы (NN 1, 3, 5, 7, 9), а реагент закачивали в опережающе заводняемые интервалы скважин второй группы (NN 2, 4, 6, 8, 10). После закачки реагента в эти скважины в условиях изоляции высокопроницаемых прослоев закачивали воду.

В третий месяц проведения работ реагенты, повышающие гидродинамическое сопротивление призабойной зоны пласта, закачивали в скважины первой группы (NN 1, 3, 5, 7, 9), а закачку в полный интервал перфорации осуществляли в скважины второй группы.

Закачиваемые реагенты изолировали поступление воды в высоко проницаемые интервалы. А отмечавшаяся приемистость скважин, в которые была проведена их закачка, связана с поступлением воды в слабо проницаемые интервалы разреза, что устанавливали проведением дебитометрии скважин.

Для соблюдения условий равенства объемов нагнетания по известному и рекомендуемому способам на величину приемистости, имевшей место при закачке в условиях изоляции высокопроницаемых интервалов, снижены объемы закачки в скважины, работающие в условиях открытости, т.е. полного интервала перфорации.

При разработке участка по предлагаемой технологии обводненность добываемой продукции составила 86,1%, т.е. снизилась на 1,5% относительно обводненности добываемой нефти по известной технологии.

Все сведения о добыче нефти, жидкости, обводненности продукции при отмеченных выше условиях приведены в табл. 3.

Из рассмотренных материалов табл. 3 следует:
- при проведении работ по известной технологии циклического воздействия за счет снижения обводненности продукции эффект в виде дополнительной добычи нефти составил 1142 т;
- при проведении работ по рекомендуемому способу, т.е. при обеспечении циклического воздействия не периодическим прекращением закачки воды в группы нагнетательных скважин, а периодическим прекращением поступления закачиваемой воды в высокопроницаемые интервалы разреза и периодическим увеличением ее поступления в интервалы, слабо принимающие воду - эффект в виде дополнительной добычи нефти по сравнению с известной технологией циклического воздействия составил 11,3% (1577 т).

Общий прирост добычи, обеспеченный рекомендуемой технологией относительно уровня, имевшего место при стационарном заводнении 2720 т (21,4%).

Разница в добыче нефти по рекомендуемой и известной технологиям циклического воздействия 1577 т (11,3%).

Пример 2. Реализация способа осуществляется так же, как и в примере 1, с той лишь разницей, что нагнетательные скважины не останавливают для закачки гелеобразующих реагентов, а они вводятся в поток нагнетаемой воды. При этом объем закачки, состоящей из объемов реагентов и воды, соответствовал объемам нагнетания, установленным технологическим режимом по рассмотренной группе нагнетательных скважин. Работы по такой схеме осуществлялись также в течение трех месяцев.

При этом добыча жидкости и нефти осталась на уровне, полученном в предыдущем примере (табл. 3, графа 5).

Источники информации
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 109.

2. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 143-149 (прототип).

3. Инструкция по совершенствованию технологии циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. РД 39-0147035-232-88, Москва, Бугульма, 1988.

4. Цынкова О. Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1993, с. 111.

Способ разработки нефтяной залежи относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи с неоднородными коллекторами. При разработке нефтяной залежи определяют емкостно-фильтрационные свойства коллекторов продуктивного горизонта и устанавливают продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды через нагнетательные скважины. В начале первого полуцикла в нагнетательные скважины в высокопроницаемые интервалы разреза продуктивного горизонта закачивают реагенты, повышающие гидродинамическое сопротивление пластов и сохраняющие эти свойства в течение времени первого полуцикла, а затем закачивают воду в течение всего первого цикла. В течение полуцикла закачивают воду в нагнетательные скважины через весь интервал разреза продуктивного горизонта. Закачку реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов, возможно осуществлять их введением в поток закачиваемой в нагнетательную скважину воды при сохранении режима закачки. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи залежи. 3 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что определяют параметры пластов продуктивного горизонта и устанавливают продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды через нагнетательные скважины, в начале первого полуцикла в нагнетательные скважины в высокопроницаемые интервалы разреза продуктивного горизонта закачивают реагенты, повышающие гидродинамическое сопротивление пластов и сохраняющие эти свойства в течение времени первого полуцикла, а затем закачивают воду в течение всего первого полуцикла, в течение второго полуцикла закачивают воду в нагнетательные скважины через весь интервал разреза продуктивного горизонта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов, осуществляют их введением в поток закачиваемой в нагнетательную скважину воды при сохранении режима закачки.