СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ЗОНАЛЬНОЙ НЕОДНОРОДНОСТЬЮ ПРОНИЦАЕМОСТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи заводненных пластов с зональной неоднородностью проницаемости.

Известен способ разработки заводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии [Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи и ограничения притока воды. //РД-39-5765678-213-871, 1987, Министерство нефтяной промышленности].

Недостатком данного способа является ограничение области эффективного его применения пластами с послойной неоднородностью проницаемости.

Наиболее близким по технологической сущности к заявляемому способу является способ разработки заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью пробиваемости, включающий выбор обводнившейся закачиваемой водой добывающей скважины, введение через эту скважину предварительно оторочки глинистой суспензии и преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющийся барьер, ограничение и прекращение фильтрации воды снижением проницаемости коллектора кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами (Патент РФ N 20111806, кл. E 21 В 43/32, 30.04.94).

Недостатком является небольшое увеличение от применения известного способа площади зонального охвата продуктивного пласта заводнением из-за ограниченного размера создаваемого вокруг скважины потокоотклоняющего барьера.

Техническим результатом использования изобретения является увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет охвата вытеснением нефти из застойных, слабодренируемых зон залежи.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе, включающем выбор обводненной закачиваемой водой добывающей скважины, введение через эту скважину предварительно оторочки глинистой суспензии и преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотколоняющий барьер, ограничение, прекращение фильтрации воды снижением проницаемости коллектора кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, согласно изобретению, через отключенную обводнившуюся закачиваемой водой добывающую скважину с соотношением проницаемостей в перфорированном интервале меньше 1,5 в пласт предварительно вводят оторочку глинистой суспензии с содержанием глины 15 - 30 кг/м³.

Объем нагнетания рассчитывают с допущением равномерного радиального перемещения глинистой суспензии в пласте в радиусе 50 м вокруг скважины. Долю объема заполнения пор коллектора глинистой суспензией и толщину создаваемой оторочки принимают равными соответственно половине среднего значения коэффициента пористости и толщине водопринимающего интервала пласта в скважине при устьевом давлении закачки, равном принятому на залежи давлению на линии нагнетания воды.

Концентрацию глинистой суспензии устанавливают в зависимости от средней величины проницаемости водопринимающего интервала пласта в значениях 15 кг/м³, 20 кг/м³, 25 кг/м³, 30 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов изменения проницаемости: от 0,20 мкм² до 0,60 мкм², от 0,61 мкм² до 1,00 мкм², от 1,01 мкм² до 1,40 мкм², больше 1,40 мкм².

Рассчитанный объем глинистой суспензии соответствующей концентрации вводят в пласт, и для преобразования введенный в пласт глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают, а потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Способ осуществляется в следующей последовательности. В разрабатываемой залежи с зональной неоднородностью проницаемости объекта эксплуатации выбирают отключенную обводнившуюся закачиваемой водой добывающую скважину со значением соотношения проницаемостей в перфорированном интервале пласта меньше 1,5.

Нагнетанием воды насосной установкой (агрегатом), используемой в нефтедобывающей промышленности, при устьевом давлении закачки, равном принятому на залежи рабочему давлению на линии нагнетания, в скважине определяют интервалы глубин и толщину водопринимающего участка пласта.

В скважине по данным материалов ГИС определяют средние значения проницаемости и коэффициента пористости водопринимающего интервала пласта.

Рассчитывают объем нагнетания глинистой суспензии с допущением равномерного радиального перемещения суспензии в пласте вокруг скважины в радиусе 50 м. Долю объема заполнения пор коллектора глинистой суспензией и толщину создаваемой оторочки принимают равными соответственно половине среднего значения коэффициента пористости и толщине установленного в скважине водопринимающего интервала пласта.

Устанавливают концентрацию глинистой суспензии в зависимости от средней величины проницаемости водопринимающего интервала пласта в значениях 15 кг/м³, 20 кг/м³, 25 кг/м³, 30 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов изменения проницаемости: от 0,20 мкм³ до 0,60 мкм², от 0,61 мкм² до 1,00 мкм² от 1,01 мкм² до 1,40 мкм², больше 1,40 мкм².

Рассчитанный объем глинистой суспензии соответствующей концентрации вводят в пласт используемыми в нефтедобывающей промышленности насосными установками (агрегатами) непрерывно в быстром темпе при давлении нагнетания, не допускающем образования, раскрытия трещин в пласте.

Скважину закрывают для преобразования предварительно созданной в пласте оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер деформированием, уплотнением под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Оценивают эффект от применения способа по снижению обводненности, увеличению дебита нефти, общего дебита в добывающих скважинах, находящихся в эксплуатационных рядах перед и за искусственно созданным потокоотклоняющим барьером, вплоть до стягивающего ряда, в зоне дренирования пласта закачиваемой во взаимодействующую нагнетательную скважину водой.

Способ реализован на заводненных нефтяных пластах с зональной неоднородностью проницаемости, в частности, на участках залежи горизонта Д₁ Бавлинского и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождений.

Для создания потокоотклоняющего барьера с целью увеличения зонального охвата пластов заводнением здесь были выбраны отключенные обводнившиеся закачиваемой водой скважины 345 на Бавлинском месторождении, 748 на Абдрахмановской площади, имеющие соотношения проницаемостей в перфорированном интервале пласта меньше 1,5.

В выбранных скважинах определялись интервалы глубин, толщина водопринимающих участков пласта нагнетанием воды насосной установкой ЦА-320М при устьевом давлении, соответствующем рабочему давлению на линии нагнетания воды.

По материалам ГИС были рассчитаны средние значения проницаемости и коэффициента пористости водопринимающего интервала пласта, которые составили в скв. 345 - 0,60 мкм², 3,2 м, в скв. 748 - 1,41 мкм², 3,1 м соответственно.

Объем закачки суспензии в скважинах рассчитывался с допущением равномерного радиального перемещения глинистой суспензии по пласту согласно формуле:
V = R²hm,
где V - объем глинистой суспензии, м³;
R - радиус проникновения суспензии, м;
h - толщина создаваемой в пласте оторочки суспензии, м;
m - доля объема пор коллектора, заполняемая суспензией, доли ед.

При этом радиус проникновения суспензии принят равным 50 м. Толщина оторочки, доля объема пор, заполняемая суспензией, приняты равными значениям толщины и половине средней величины коэффициента пористости водопринимающего интервала пласта. В скв. 345 Бавлинского месторождения эти параметры составляют 3,2 м, 0,107, в скв. 748 Абдрахмановской площади - 3,1 м, 0,110 соответственно.

Содержание глины в суспензии, с учетом средней проницаемости водопринимающего интервала пласта, в скв. 345 составляет 15 кг/м³ (проницаемость 0,60 мкм²), в скв. 748 составляет 30 кг/м³ (проницаемость 1,41 мкм²).

Суспензия была приготовлена на скважине с использованием бентонитового глинопорошка в 20 м³ емкостях разбавлением водой из водовода.

Глинистая суспензия нагнеталась в пласт через скважину насосной установкой ЦА-320М при устьевом давлении закачки ниже давления образования, раскрытия трещин в пласте. После нагнетания глинистой суспензии скважина была закрыта для преобразования введенной в пласт глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер деформированием, уплотнением под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Эффект от применения способа оценивался по добывающим скважинам, расположенным в зоне дренирования пласта закачиваемой во взаимодействующую нагнетательную скважину водой, в эксплуатационных рядах перед и за созданным барьером, вплоть до стягивающего ряда.

В реагирующих скважинах устанавливаются различные сроки начала проявления эффекта. Отдельные скважины спустя 1-2 месяца после создания барьера начинают испытывать положительное влияние увеличением дебита нефти, снижением обводненности добываемой продукции. Массовое положительное реагирование максимального числа скважин устанавливается спустя 6-8 месяцев после создания барьера. Наиболее полное проявление эффекта прослежено на Бавлинском месторождении, где потокоотклоняющий барьер в скв. 345 имеет более ранний срок создания (август 1995 г.). Здесь продолжительность проявления эффекта превысила 30 месяцев. На применение способа положительно среагировали отключенные из-за предельной обводненности добывающие скважины 294, 319 и действующая скважина 295Д, расположенные перед барьером в пределах 1 и 2 эксплуатационных рядов. Положительный эффект установлен в скважинах, расположенных за барьером в пределах 3 (скв. 316, 303) и стягивающем рядах (скв. 312, 311, 310, 365Д).

За прошедшие 30 месяцев после создания барьера в скв. 345 из реагирующих скважин дополнительно добыто 7010 т нефти. На Абдрахмановской площади за прошедшие 10 месяцев после создания барьера через скв. 748 (август 1997 г.) положительная реакция установлена в 5 добывающих скважинах (скв. 837, 3285, 8868, 13876, 23646), из которых за счет применения способа дополнительно получено 2600 т нефти. Результат является текущим, проявление эффекта продолжается.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи заводненных пластов с зональной неоднородностью проницаемости. Обеспечивает увеличение выработки запасов за счет охвата вытеснением нефти из застойных зон залежи. Сущность изобретения: для увеличения площади охвата заводнением нефтяного пласта с зональной неоднородностью проницаемости выбирают обводненную закачиваемой водой добывающую скважину с соотношением проницаемости в перфорированном интервале меньше 1,5. Через добывающую скважину в пласт вводят большеобъемную оторочку глинистой суспензии. Содержанием глины - 15 - 30 кг/м³. Его рассчитывают с допущением равномерного радиального перемещения оторочки в пласте в радиусе 50 м вокруг добывающей скважины. Доля объема заполнения пор коллектора и толщины равна соответственно половине среднего значения коэффициента пористости и толщине водопринимающего интервала пласта при устьевом давлении закачки. Его принимают равным принятому на залежи давлении на линии нагнетания воды. При этом для преобразования введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают. Потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Способ разработки заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости, включающий выбор обводненной закачиваемой водой добывающей скважины, введение через эту скважину предварительно оторочки глинистой суспензии и преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, ограничение и прекращение фильтрации воды снижением проницаемости коллектора кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, отличающийся тем, что обводненную добывающую скважину выбирают с соотношением проницаемостей в перфорированном интервале пласта меньше 1,5, а в качестве оторочки глинистой суспензии через добывающую скважину в пласт вводят большеобъемную оторочку глинистой суспензии, с содержанием глины 15 - 30 кг/м³, рассчитанной с допущением равномерного радиального ее перемещения в пласте в радиусе 50 м вокруг добывающей скважины с долей объема заполнения пор коллектора и толщины, равных соответственно половине среднего значения коэффициента пористости и толщине водопринимающего интервала пласта при устьевом давлении закачки, равном принятому на залежи давлении на линии нагнетания воды, при этом для преобразования введенной в пласт глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают, а потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.