СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/16 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин по ограничению водопритока с предварительным выбором скважин под обработку по показателю повышения обводненности продукции [Кан В.А. и др. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть", Сб. трудов ВНИИ, Вып. 108. М., 1991, с.101-105.]

Известен способ ОПЗ скважин по ограничению водопритока, предусматривающий выбор скважин по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта [Вахитов Г.Г. и др. Результаты внедрения способа ограничения притока пластовых вод и регулирования профиля приемистости в скважинах с использованием гранулированного магния и его соединений. Сб. трудов ВНИИ, вып. 82, м., 1982, с.32 -39].

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции пласта, в котором осуществляют выбор скважин под обработку по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта. Обрабатывают скважины, выбранные по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ. Функцию рассчитывают на основе показателей обводненности продукции, степени неоднородности пласта, остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину, и значений, снятых для каждой скважины с карт регулирования разработки изменением режимов отборов по соответствующей зависимости (Патент РФ №2069745, кл. E21B 43/22, опубл. 27.11.1996 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность вследствие отсутствия учета влияния нагнетательных скважин и неполного учета геолого-промысловых данных.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ, снижения обводненности добываемой продукции.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, согласно изобретению, для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев, с влияющими нагнетательными скважинами, обладающими коэффициентом влияния не менее 0,4 и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев, а в качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит обводнение добываемой продукции, закачиваемой через нагнетательные скважины водой и водой из водоносных пластов. На успешность мероприятий по изоляции водопритоков в добывающие скважины в значительной мере влияют характеристики залежи и состояние разработки. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляционных работ, снижения обводненности добываемой продукции исходя из свойств залежи и состояния разработки. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах. Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев, при этом влияющие нагнетательные скважины должны обладать коэффициентом влияния не менее 0,4 и находиться в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев, а в качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей.

Текущий водонефтяной фактор менее 8 единиц это отношение добытой жидкости к добытой нефти за прошедший квартал. При таком значении водонефтяного фактора, как показывает практика, высока вероятность получения успешного результата от работ, проводимых с использованием технологии по повышению нефтеотдачи пласта. Дебит скважины по жидкости может быть от 10 до 50 м³/сут. При подготовке скважины для закачки реагента приемистость скважины должна быть не менее 100 м³/сут. Такая приемистость позволяет гарантировать доведение реагента не только до прискважинной зоны, но и на удаленное расстояние, для гарантированного блокирования обводнившихся каналов. До проведения мероприятия по повышению нефтеотдачи скважина может находиться в стабильно работающем режиме, не менее 1,5 месяца. В этом случае такой режим работы позволяет интенсифицировать приток с водонасыщенной части пласта, что гарантирует изоляцию именно этих каналов поступления воды.

В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей с градиентом сдвига не менее 1 МПа/м. Такие системы содержат отвердитель и переходят в пластовых условиях из жидкого текучего в твердое не текучее состояние. Основой таких материалов могут быть полиакриламид, гуаровая камедь, ксантан, натрий-карбоксиметилцеллюлоза и др. Отвердителями полимеров могут быть ацетат хрома, окись цинка, окись магния и т.п.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками:

глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°С, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см³, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через 32 нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через 42 добывающие скважины. Средняя обводненность добываемой продукции по залежи составляет 70%.

Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции не менее чем на 20%, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев. Для проведения работ выбирают участок залежи с влияющими нагнетательными скважинами, имеющими коэффициент влияния не менее 0,4, и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают следующую полимерную систему: полиакриламид - 1%, окись цинка - 0,06%, ацетат хрома - 0,08%, вода - остальное до 100%.

Добывающую скважину останавливают, глушат водой плотностью 1,1 г/см³, промывают, определяют приемистость. В скважину закачивают изоляционный материал из расчета 1 м³/м продуктивного пласта, проводят технологическую выдержку и осваивают скважину. Обводненность добываемой продукции снижается на 30% и составляет 40%.

Успешность водоизоляционных работ по залежи составляет 99%, тогда как по известным техническим решениям успешность не превышает 70%.

Пример 2 (контрольный). Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°С, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см³, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через 32 нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через 42 добывающие скважины. Средняя обводненность добываемой продукции по залежи составляет 70%.

Для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции не менее чем на 20%, с текущим водонефтяным фактором 9, с дебитом по жидкости 9 м³/сут, приемистостью 90 м³/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2,5 м, в стабильном режиме эксплуатации 1,4 месяца. Для проведения работ выбирают участок залежи с влияющими нагнетательными скважинами, имеющими коэффициент влияния 0,3 и находящимися в состоянии стабильной эксплуатации 1,4 месяца. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают следующую полимерную систему: полиакриламид - 1%, окись цинка - 0,06%, ацетат хрома - 0,08%, вода - остальное до 100%.

Добывающую скважину останавливают, глушат водой плотностью 1,1 г/см³, промывают, определяют приемистость. В скважину закачивают изоляционный материал из расчета 1 м³/м продуктивного пласта, проводят технологическую выдержку и осваивают скважину. Обводненность добываемой продукции снижается на 5% и составляет 65%.

Успешность водоизоляционных работ не превышает 70%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ, снизить обводненность добываемой продукции.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляционных работ, снизить обводненность добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности изоляционных работ, снижение обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: по способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и водоизоляционные работы в добывающих скважинах. Согласно изобретению для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут при вскрытой нефтенасыщенной толщине продуктивного пласта не менее 3 м и при стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев. При этом влияющие нагнетательные скважины должны обладать коэффициентом влияния не менее 0,4 и находиться в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев. В качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей. 2 пр.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах, отличающийся тем, что для проведения водоизоляционных работ выбирают добывающие скважины, в которых произошел рост обводнения добываемой продукции, с текущим водонефтяным фактором менее 8, с дебитом по жидкости не менее 10 м³/сут, приемистостью не менее 100 м³/сут, вскрытой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта не менее 3 м, в стабильном режиме эксплуатации не менее 1,5 месяцев, при этом влияющие нагнетательные скважины должны обладать коэффициентом влияния не менее 0,4 и находиться в состоянии стабильной эксплуатации не менее 1,5 месяцев, а в качестве материала для водоизоляционных работ выбирают полимерные системы, отверждаемые в пластовых условиях с созданием высокопрочных полимерных гелей.