СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ИЛИ ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к использованию структурообразующих и интенсифицирующих композиций для регулирования охвата пласта заводнением при закачке композиций со стороны нагнетательных скважин, а также к водоизоляционным работам в нефтяных или газовых скважинах и ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных или эксплуатационных скважинах.

При разработке нефтяного или газового месторождения после прорыва воды в добывающие скважины по наиболее проницаемым зонам производят комплексное воздействие на призабойную зону пласта со стороны нагнетательных или добывающих скважин. Перед обработкой на основании изучения кернового материала или каротажных исследований определяют распределение проницаемостей и пористостей пропластков по толщине пласта и рассчитывают коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности и среднюю проницаемость пласта. На основании вариантных расчетов выбирают оптимальные составы и объемы структурообразующих и интенсифицирующих композиций, которые при последовательной обработке пласта обеспечивают максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта при минимальном снижении средней проницаемости пласта.

Комплексное воздействие на призабойную зону включает на первом этапе закачку через нагнетательные или добывающие скважины структурообразующих композиций. После формирования структуры в пласте происходит частичное выравнивание проницаемостной неоднородности пласта и уменьшение средней проницаемости пласта. Следующей стадией комплексного воздействия является обработка призабойной зоны пласта интенсифицирующими композициями. При этом происходит дополнительное выравнивание проницаемостной неоднородности и частичное или полное восстановление средней проницаемости пласта.

На основании вариантных расчетов устанавливают оптимальные составы и объемы структурообразующих и интенсифицирующих композиций и, соответственно, уровень фильтрационных сопротивлений на различных стадиях воздействия в пласте в целом и в отдельных пропластках. В расчетах используют данные физико-химических и фильтрационных экспериментов (реологические свойства композиций, уровень фильтрационных сопротивлений в пористой среде, степень интенсификации) и промысловые данные (система расстановки скважин, геометрия скважин, вязкостные характеристики нефти, пластовых и закачиваемых вод в пластовых условиях). Оптимальными параметрами технологии комплексного воздействия на пласт считаются такие, которые обеспечивают максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта при минимальном снижении его средней проницаемости.

Близким к предлагаемому является способ (патент RU 2069745 от 26.04.94 г. "Способ изоляции пласта"), учитывающий проницаемостную неоднородность пласта при проведении обработок призабойной зоны для ограничения водопритока.

Недостатком данного способа является то, что коэффициент неоднородности является только критерием выбора скважины под обработку. Параметры технологий, направленных на уменьшение коэффициента неоднородности, не рассматриваются (не предлагаются).

Наиболее близким к предлагаемому является способ (патент РФ 2121060 от 27.10.98 г. "Способ разработки нефтяной залежи"), принятый за прототип, регулирующий проницаемостную неоднородность пластов путем закачки реагентов, повышающих гидродинамическое сопротивление пластов.

Недостатком данного способа является то, что при выборе оптимального объема закачиваемого реагента учитывают свойства пластов, пластовых флюидов, капиллярные эффекты, но при этом не учитывают реологические и фильтрационные характеристики закачиваемого реагента.

Цель настоящего изобретения - повышение эффективности технологии комплексного воздействия на неоднородный по проницаемости пласт при его последовательной обработке структурообразующими композициями и интенсифицирующими агентами.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе на основе вариантных расчетов для конкретного пласта выбирают оптимальные составы и объемы структурообразующих и интенсифицирующих композиций, обеспечивающих максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта при минимальном снижении средней проницаемости пласта.

В качестве структурообразующих композиций используют гелеобразующие составы на основе синтетических полимеров, силикатов щелочных металлов, солей алюминия, термотропные гелеобразующие составы на основе природных полимеров и биополимеров, эмульсии прямого и обратного типа, обладающие начальным напряжением сдвига.

В качестве интенсифицирующих агентов используют
1) композиции, химически взаимодействующие с породой и повышающие проницаемость пористой среды - минеральные и органические кислоты или кислоты, содержащие поверхностно-активные вещества и (или) растворители;
2) реагенты, частично или полностью разрушающие структуру в поровом пространстве - сильные окислители, окислительно-восстановительные системы, щелочи.

В предлагаемом способе в неоднородный по проницаемости пласт вначале закачивают структурообразующую композицию, которая после формирования структуры создает повышенные сопротивления преимущественно в высокопроницаемых пропластках и частично выравнивает проницаемостную неоднородность пласта. Следующей стадией технологического процесса является обработка пласта интенсифицирующим агентом, который частично восстанавливает проницаемость в зоне его фильтрации и дополнительно выравнивает проницаемостную неоднородность пласта. Критериями выбора оптимальных составов и объемов структурообразующих и интенсифицирующих составов являются степень снижения коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта и степень уменьшения средней проницаемости пласта. Оптимальные параметры технологии комплексного воздействия устанавливают на основании вариантных расчетов.

Последовательность проведения расчетов следующая:
1. Коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности пласта рассчитывают в соответствии с теорией Дикстра-Парсонса (Dykstra Н., Parsons R. L. The Prediction of Oil Recovery by Water Flood. Secondary Recovery of Oil in the United States, Second Edition, API, New York, N.Y., 1950) на основании данных по керновому материалу или каротажных исследований, отражающих распределение пористости и проницаемости по толщине продуктивного пласта. Коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности V_dp рассчитывают по формуле 1 (фиг.1).

где V_dp - коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности по Дикстра-Парсонсу;
F - накопленная относительная проводимость пласта;
С - накопленная относительная емкость пласта;
(F')_c=0,5 и (F')_c=0,84 - производные функции при значениях аргумента С= 0,5 и С=0,84;
V_dp=0 для идеально однородного пласта;
V_dp=1 для максимально неоднородного пласта.

2. Среднюю проницаемость пласта, состоящего из n пропластков, рассчитывают по формуле 2

где k_cp - средняя проницаемость пласта;
k_i - проницаемость i-того пропластка;
Н_i - толщина i-того пропластка;
k_iH_i - проводимость i-того пропластка.

3. После комплексного воздействия на пласт последовательно структурообразующими и интенсифицирующими композициями проницаемость каждого пропластка изменяется в соответствии с формулой (3), (фиг.2). Объемы структурообразующих композиций в каждом пропластке и, соответственно, радиусы зоны структурообразования в формуле 3 устанавливают на основании математических расчетов, с учетом реологии структурообразующих композиций.

Остаточный фактор сопротивления в зоне структурообразования R_ост и степень интенсификации а устанавливают на основании фильтрационных экспериментов.

4. После пересчета проницаемостей пропластков, изменившихся в результате комплексного воздействия на пласт, новое значение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности V_dp устанавливают с использованием формулы 1.

Среднюю проницаемость пласта после комплексного воздействия рассчитывают по формуле 2.

где K'_i - проницаемость пропластка после комплексного воздействия;
K_i - исходная проницаемость пропластка;
r_к - радиус контура питания;
r_c - радиус скважины;
R_ост - остаточный фактор сопротивления в зоне структурообразования;
а - степень интенсификации;
r_и - радиус зоны интенсификации;
r_стр - радиус зоны структурообразования.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к использованию структурообразующих и интенфицирующих композиций для регулирования охвата пласта заводнением при закачке композиций со стороны нагнетательных скважин, а также к водоизоляционным работам в нефтяной и газовых скважинах и ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. Обеспечивает повышение эффективности технологии комплексного воздействия на неоднородный по проницаемости пласт при его последовательной обработке структурообразующими композициями и интенсифицирующими агентами. Сущность изобретения: по способу для выравнивания проницаемостной неоднородности пласт последовательно обрабатывают структурообразующими и интенсифицирующими композициями. Этим обеспечивают максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемости неоднородности пласта при минимальном снижении средней проницаемости пласта. В качестве критерия проницаемостной неоднородности используют коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности Дикстра-Парсонса, который рассчитывают по аналитической формуле на основании кернового материала или каротажных исследований. После комплексного воздействия на пласт композициями проницаемость каждого из пропластков, составляющих пласт, рассчитывает то же на аналитической формуле, 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных или газовых пластов, характеризующийся тем, что для конкретного нефтяного или газового пласта с известным распределением проницаемости по толщине на основе вариантных расчетов выбирают оптимальный состав и объем структурообразующих и интенсифицирующих композиций, которые при последовательной обработке пласта обеспечивают максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта при минимальном снижении средней проницаемости пласта, в качестве критерия проницаемостной неоднородности используют коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности Дикстра-Парсонса, который для исходного пласта рассчитывают на основании изучения кернового материала или каротажных исследований по формуле

где Vdp - коэффициент вертикальной проницаемостной неоднородности по Дикстра-Парсонсу (Vdp = 0 для идеально однородного пласта, Vdp = 1 для максимально неоднородного пласта);
С - накопленная относительная емкость пласта;
(F')_C=0,5 и (F')_с=0,84 - производные функции F, характеризующей накопленную относительную проводимость пласта, при значениях аргумента С = 0,5 и С = 0,84,
среднюю проницаемость пласта, состоящего из n пропластков, рассчитывают по формуле

где К_ср - средняя проницаемость пласта;
k_i - проницаемость i-того пропластка;
H_i - толщина i-того пропластка;
k_iH_i - проводимость i-того пропластка,
после комплексного воздействия на пласт последовательно структурообразующими и интенсифицирующими композициями проницаемость каждого пропластка изменяют в соответствии с формулой

где K'_i - проницаемость пропластка после комплексного воздействия;
K_i - исходная проницаемость пропластка;
r_к - радиус контура питания;
r_c - радиус скважины;
R_ост - остаточный фактор сопротивления в зоне структурообразования;
а - степень интенсификации;
r_и - радиус зоны интенсификации;
r_стр - радиус зоны структурообразования;
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для структурообразующих и интенсифицирующих композиций выбирают объемы и составы композиций, обеспечивающие максимальное снижение коэффициента вертикальной проницаемостной неоднородности пласта при минимальном снижении его средней проницаемости.