СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНЫМИ И РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами.

Известен способ заводнения малопроницаемых терригенных коллекторов, включающий глинистые минералы ["Инструкция по технологии выработки запасов нефти из малопроницаемых терригенных коллекторов Д₀ и Д₁ месторождений Татарии", РД 39-02-147585-015-87, Бугульма, 1987, 21 с.], предусматривающий закачку в пласт воды с минерализацией не менее 60 г/л.

Недостатком способа являются высокие капитальные затраты на осуществление способа, связанные с необходимостью бурения специальной скважины для отбора пластовой воды из того же горизонта, к которому приурочен разрабатываемый глинистый коллектор.

Известен также способ разработки терригенных коллекторов включающий глинистые минералы [Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984, 200 с. ], предусматривающий закачку в пласт пресной воды под забойным давлением, достигающим 0,8-0,9 вертикального горного.

Недостатком является то, что при контактировании закачиваемой пресной воды с глинистыми минералами происходит их набухание, при этом снижается проницаемость коллектора, ухудшается его приемистость, снижается нефтеотдача пласта. Кроме того, для поддержания давления требуется специальное оборудование - толстостенные трубы, насосы высокого давления, т.е. способ является металлo- и энергоемким.

Известен также способ заводнения терригенных коллекторов, содержащих глинистые минералы [пат. 1686134, Е 21 В 43/20, опубл. БИ 39, 1991], предусматривающий закачку пресной воды, причем до закачки воды из нее удаляют гидрокаробонат-ионы до остаточной концентрации не более 0,1 г/л.

Достоинством является то, что способ позволяет сохранить исходную проницаемость коллектора.

Недостатком является то, что эффективность способа впрямую зависит от качества закачиваемой воды, в частности от остаточной концентрации гидрокарбонат-иона, что ограничивает его промышленную применимость.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, включающий их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, с последующей закачкой воды и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом перед закачкой оторочки агента отключают добывающие скважины, а в нагнетательную скважину закачивают воду в объеме V_зак, обеспечивающем создание упругого запаса низкопроницаемой части пласта, определяемом по формуле:
V_зак=ΔV^н _у.з.•(K_в•К_н)
где ΔV^н _у.з - упругий запас низкопроницаемого пласта, м³;
К_в и К_н - проницаемости соответственно высоко- и низкопроницаемого пластов, мкм².

Определяют средний показатель обводненности по скважинам и последующую закачку оторочки агента производят при работающих добывающих скважинах с обводненностью выше предварительного среднего показателя.

Недостатком способа является ограниченность использования, т.к. он не может быть использован при разработке зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами, из-за специфичности свойств глинистых пород.

Кроме того, способ является трудоемким и сложным в использовании.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными пластами и расширение функциональных возможностей способа, за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличения охвата пластов заводнением.

Поставленная задача решается описываемым способом разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, включающим их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и воды, изменение режима работы добывающих и нагнетательных скважин во времязакачки реагентов.

Новым является то, что при вовлечении в разработку глинистых коллекторов, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе отключают, при этом в нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и порцию оторочки стабилизирующего состава, затем отключают нагнетательную скважину и дают технологическую выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков, после чего добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе и нагнетательную открывают, закачивают вторую порцию стабилизирующего состава, затем переходят на обычное заводнение, причем давление закачки в нагнетательной скважине поддерживается постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин, при этом в качестве агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, используют, например, смесь воды с полиакриламидом и оксиэтилцеллюлозой, а в качестве стабилизирующего состава, например, поверхностно-активные вещества и высокоминерализованную пластовую воду.

Заявляемая совокупность отличительных признаков позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 12-15%, за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличения охвата пласта воздействием на 14-16%.

На фиг. 1 представлена общая схема разработки зонально-неоднородного месторождения.

На фиг. 2, 3, 4 показана схема последовательной закачки реагентов (полимера и стабилизирующих составов) и работа скважин, расположенных в коллекторах (высокопроницаемых зонах) различного типа по предлагаемому способу.

На фиг. 1-4 показаны: нагнетательная скважина 1, добывающие скважины 2, 3, 4, 5, при этом скважины 3, 4, 5 расположены в высокопроницаемых зонах терригенных коллекторов 7, а скважина 2 расположена непосредственно в глинистой зоне пласта 6; а также фронт вытеснения нефти из зонально-неоднородных пластов 8.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное зонально-неоднородным пластом с глинистым коллектором 6 разбуривают сеткой нагнетательной 1 и добывающих 2, 3, 4, 5 скважин, осуществляют их обустройство и скважины вводят в эксплуатацию (фиг. 1). В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин, отбирают пробы продукции скважин и определяют обводненность. При достижении обводненности 50-99% дебит добывающих скважин резко падает, а дебит скважины 2, расположенной в глинистом коллекторе, становится равным нулю, так как глинистые составляющие породы пласта при контакте с пресной водой разбухают и после отбора определенного количества нефти эта зона оказывается неохваченной воздействием. Для вовлечения ее в разработку, добывающую скважину 2, расположенную в глинистом коллекторе отключают (фиг.2), при этом в нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды и порцию оторочки стабилизирующего состава.

Для создания необходимых высоких уровней фильтрационного сопротивления в высокопроницаемые зоны пласта 7 закачивают полимеры, например, сшитые полимерные системы (СПС), которые при контакте с породой пласта способны образовывать микрогелевые частицы. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта рассчитывают объем оторочки СПС, обладающей регулирующими свойствами и переходящей в стабильный гидрогель в пластовых условиях, обладающей связывающей, смачивающей и адгезионной способностью.

На установке по приготовлению полимерного раствора нарабатывают раствор с заданной концентрацией, поступающий в накопительную емкость, откуда насосами высокого давления откачивают в водовод нагнетательной скважины 1. Сшивающий агент заданной концентрации готовят непосредственно на месте проведения работ с использованием растворных и расходных баков. Откачку его производят путем подачи на прием насоса высокого давления одновременно с полимерным раствором. Для лучшего перемешивания за местами врезки устанавливают стационарные турбулизаторы (завихрители потока).

После закачки полимерного раствора со сшивателем, закачивают промежуточный буфер из первой порции стабилизирующего состава, например раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), для продавливания его в пласт. За счет хорошей адгезионной способности полимерный раствор блокирует высокопроводящие каналы и направляется в высокопроницаемые зоны пласта 7. Использование же в качестве буферного раствора - раствора ПАВ способствует сохранению и восстановлению проницаемости заглинизированной части пласта, ухудшенной вследствие взаимодействия ранее нагнетаемой воды с частицами внутрипоровой глины. Благоприятными факторами при закачке ПАВ являются отмыв пленочной нефти, гидрофилизация поверхности породы, снижение набухаемости глинистых минералов, при этом наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и анионактивных ПАВ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные ПАВ. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионактивных (высокая поверхностная активность) ПАВ. Эти составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода" до 10^-2-10^-3 мН/м.

Такое сочетание технологических приемов позволяет увеличить дебит добывающих скважин 3, 4, 5 уже в процессе разработки зонально-неоднородных пластов.

Затем нагнетательную скважину 1 (фиг.3) отключают и дают технологическую выдержку во времени при отключенной добывающей скважине 2, расположенной в глинистом пласте, для перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта воздействием.

После этого добывающую скважину 2, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную скважину 1 открывают (фиг.4) и в нагнетательную скважину 1 закачивают вторую порцию стабилизирующего состава, например оторочку высокоминерализованной воды, и переходят на обычное заводнение пресной водой. Закачка второй порции стабилизирующего состава перед обычным заводнением способствует закреплению эффекта по сохранению и восстановлению проницаемости глинистых коллекторов, полученного в результате проведенных подготовительных работ на первом этапе, и далее переходят на обычное заводнение пресной водой.

Следует отметить и то, что давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин, что в свою очередь способствует выравниванию фронта вытеснения нефти из зонально-неоднородного пласта.

Совокупность отличительных признаков в предлагаемом способе разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, в частности с глинистыми коллекторами, позволяет повысить эффективность разработки и расширить функциональные возможности способа за счет вовлечения в работу глинистых коллекторов и увеличения охвата пластов воздействием и как следствие повысить коэффициент нефтеизвлечения на 12-15% без изменения существующей системы разработки и приобретения специального оборудования.

Пример конкретного выполнения.

Участок месторождения нефти в терригенных коллекторах с глинистой зоной коллектора (фиг.1) разбурен одной нагнетательной 1 и четырьмя добывающими 2, 3, 4, 5 скважинами. Расстояние между скважинами составляет 500 м. Скважины бурением вскрыли пласт на глубине 1700 м с нефтенасыщенной толщиной 9 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 200 тыс.т. Добывающие скважины были пущены под отбор, а нагнетательная под закачку с пресной водой.

Замеры дебитов показали, что скважина 2, вскрывшая пласт с объемной глинистостью 10%, из-за взаимодействия закачиваемой воды с глинистыми составляющими коллектора пласта снизила свою производительность по сравнению с первоначальной в 24 раза. Если первоначальный дебит скважины составлял 12 т/сут, то после начала ее обводнения пресной водой - 0,5 т/сут. Глинистая зона пласта после отбора 2 тыс.т нефти оказалась неохваченной воздействием.

После чего перешли на разработку месторождения предлагаемым способом, т. е. добывающую скважину 2 отключили (фиг. 2), при этом в нагнетательную скважину 1 произвели последовательно закачку оторочки полимерной системы, например, смесь минерализованной воды с полиакриламидом и оксиэтилцеллюлозой, взятых в соотношении 0,1-0,5 соответственно, вода остальное, мас.%, в количестве 20% от объема пор пласта и первую порцию оторочки стабилизирующего состава, например водную дисперсию оксиэтилированного алкилфенола 5,0% концентрации в минерализованной воде в количестве 0,05 объема пор пласта.

В результате оторочка полимерной системы была продавлена в пласт на расстояние 100 м от нагнетательной скважины 1. Затем нагнетательную скважину 1 отключали (фиг.3) на технологическую выдержку (36 часов), позволяющую перераспределить фильтрационные потоки за счет (воздействия) контакта закачанных реагентов с составляющими пласта - в частности происходит изменение поверхностных свойств породы, диспергирование и снижение набухаемости глин, т.к. исключен прямой контакт с пресной водой, восстановление и стабилизация поровых каналов в глинистых коллекторах и т.д.

По добывающим скважинам 3, 4, 5 произошло снижение обводненности за счет блокирования высокопроводящих каналов и повышение дебита добычи нефти. После технологической выдержки открывали обе скважины (1 и 2) и в нагнетательную скважину 1 (фиг.4) закачивали вторую порцию стабилизирующего состава, например высокоминерализованную воду в количестве 1,0 порового объема. Дебит скважины, находящейся в глинистой зоне пласта, возрос до 12 т/сут (фиг.4), и за счет вовлечения в разработку глинистой зоны пласта произошло увеличение охвата пласта заводнением. Нефтесодержание в продукции скважины 2 увеличилось, замедлилась скорость нарастания обводненности. Затем перешли на обычное заводнение пресной водой, при этом давление закачки в нагнетательной скважине поддерживали постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин.

Результаты исследований приведены в таблице.

Из таблицы видно, что охват пласта увеличился с 71% (прототип) до 86% по предлагаемому способу и как следствие увеличился коэффициент нефтеизвлечения на 12%, при этом расчетная зональная неоднородность уменьшилась на 3 единицы.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности способа и расширение его возможностей за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличение охвата пластов заводнением. Сущность изобретения: способ включает вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и воду. Изменяют режим работы добывающих и нагнетательных скважин во время закачки реагентов. При этом добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, отключают. В нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и порцию оторочки стабилизирующего состава. Затем отключают нагнетательную скважину и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков. После этого добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную открывают. Закачивают вторую порцию стабилизирующего состава. Затем переходят на обычное заводнение. Давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин. 4 ил., 1 табл.

Способ разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными и разнопроницаемыми пластами, включающий их вскрытие по крайней мере одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, закачку в нагнетательную скважину оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и воды, изменение режима работы добывающих и нагнетательных скважин во время закачки реагентов, отличающийся тем, что при вовлечении в разработку глинистых коллекторов добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, отключают, при этом в нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и порцию оторочки стабилизирующего состава, затем отключают нагнетательную скважину и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков, после чего добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную открывают, закачивают вторую порцию стабилизирующего состава, затем переходят на обычное заводнение, причем давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин, при этом в качестве агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, используют, например, полимеры, а в качестве стабилизирующего состава, например, поверхностно-активные вещества и высокоминерализованную воду.