Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 C09K8/588 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи неоднородного пласта и снижения обводненности продукции добывающих скважин. Использование изобретения обеспечивает увеличение охвата залежи заводнением по площади и разрезу за счет комплексного воздействия закачиваемых составов на призабойную зону скважины, включающего кольматацию наиболее водопромытых интервалов пласта и подключения к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий чередующейся закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц [RU 2090746 С1, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997]. В способе в качестве полимера используют полиакриламид, полиоксиэтилен или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диатомитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок. Способ позволяет блокировать наиболее проницаемые водопромытые интервалы пласта, что способствует ликвидации прорывов воды к добывающим скважинам и повышает эффективность воздействия на пласт.

Основным недостатком способа является его низкая эффективность при обработке нагнетательных скважин с целью подключения в разработку ранее недренируемых низкопроницаемых интервалов, что обусловлено низкой селективностью закачиваемых составов при воздействии на пласт. Недостатком способа являются также значительное уменьшение приемистости нагнетательной скважины и высокая вероятность блокирования всего вскрытого интервала пласта, что приводит к снижению добычи нефти и ухудшению процесса разработки залежи в целом.

Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду, включающий последовательную закачку в пласт 4-6%-ной суспензии бентонитового глинопорошка в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида, а затем закачку суспензии модифицированного бентонитового глинопорошка в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома, при давлении нагнетания на 10-40% выше давления нагнетания воды, и смесь полиакриламида с концентрацией 0,07-0,25% и 0,033-0,1%-ный раствор соединения хрома при давлении нагнетания воды [RU 2313665 С1, МПК E21B 43/22, Е21В 43/32, опубл. 27.12.2007]. В способе реализуется комплексный механизм воздействия на пласт различными кольматантами: сшитой полимерглинистой смесью, глинопорошком и сшитым полимерным составом. Способ позволяет воздействовать на интервалы пласта различной проницаемости и может быть использован в различных геолого-физических условиях.

Основным недостатком данного способа является низкая эффективность при использовании на неоднородных коллекторах с высокой проницаемостью и высокой приемистостью нагнетательных скважин. Способ ограниченно применим на залежах с малой мощностью пласта ввиду кольматации разреза при закачке реагентов в пласт.

Известен также способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты), принятый за прототип, включающий определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и закачку в пласт водной дисперсии наполнителя и активного реагента с целью увеличения давления закачки, но не выше максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты [RU 2652410 С1, МПК Е21В 43/20, С09К 8/42, опубл. 26.04.2018].

По варианту №1 способа по прототипу при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут закачивают 0,01-1,0%-ную водную дисперсию наполнителя с 0,01-3,0%-ной добавкой активного реагента до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки, при этом в качестве наполнителя используют древесную или доломитовую муку, а в качестве активного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, затем закачивают композицию, содержащую активный реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки и осуществляют ее продавку в пласт водой, при этом закачку в пласт указанных водной дисперсии наполнителя и активного реагента и композиции, содержащей активный реагент и воду, осуществляют в объемном соотношении (1-5):(4-1).

По варианту №2 способа по прототипу при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут закачивают водную дисперсию наполнителя и щелочного реагента двумя оторочками, первую оторочку 0,1-1,5%-ную водной дисперсии наполнителя с 0,1-5,0%-ной добавкой активного реагента закачивают до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и активного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, при содержании наполнителя 0,05-1,2% и активного реагента 0,05-3,5%, при этом в качестве наполнителя в оторочках используют древесную или доломитовую муку; а в качестве щелочного реагента - 10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата, после закачки второй оторочки осуществляют ее продавку в пласт водой, при этом закачку в пласт указанных оторочек осуществляют в объемном соотношении (1-4):(3-1).

Способ включает подбор концентраций дисперсного наполнителя в закачиваемой смеси в зависимости от приемистости скважины, а также закачку раствора активного агента или дополнительно дисперсного наполнителя при высоких приемистостях. При этом объемы закачек и концентрации реагентов регламентируются в зависимости от давления закачки. Способ применим при высокой минерализации пластовой или закачиваемой воды (до 300 г/дм³), а также при высоких пластовых температурах (95-100°С и более). Использование изобретения на нагнетательных скважинах позволяет снизить обводненность добываемой продукции реагирующих скважин и увеличить дебит скважин по нефти.

Основными недостатками способа являются пересыпка забоя нагнетательных скважин при закачке используемых водных дисперсий, значительное снижение приемистости скважин и, как следствие, высокая вероятность ухудшения показателей разработки залежи в целом, что обусловлено низкой седиментационной устойчивостью дисперсий используемых наполнителей. При реализации способа возможна необратимая кольматация норового пространства пласта вблизи скважины и отключение обработанных интервалов из процесса разработки. Способ не позволяет интенсифицировать закачку воды в низкопроницаемые интервалы. Также при реализации способа происходит значительный непроизводительный расход щелочного реагента, что увеличивает затраты на производство работ и снижает их эффективность.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции за счет эффективной глубоко проникающей кольматации наиболее проницаемых зон пласта и подключения в разработку менее проницаемых интервалов.

Техническим результатом заявляемого изобретения является увеличение эффективности разработки пласта путем кольматации интервалов низкого фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах, ограничения притока пластовых вод к добывающим скважинам и интенсификация закачки воды в менее проницаемые интервалы.

Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и закачку в пласт при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут по варианту №1 водной дисперсии наполнителя и активного реагента до увеличения давления закачки на 10-50% и закачку в пласт при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут по варианту №2 двух водных оторочек дисперсии наполнителя и активного реагента различной концентрации до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, согласно изобретению по варианту №1 первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 10-20% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве водной дисперсии наполнителя используют полимердисперсный состав со сшивателем при концентрации наполнителя в водной дисперсии 0,5-3,0%, в качестве наполнителя используют глинопорошок и/или мел, а в качестве активного реагента используют 9-12%-ную соляную кислоту или 9-15%-ную глинокислоту; по варианту №2 первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 5-10% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве водной дисперсии наполнителя используют полимердисперсный состав со сшивателем при концентрации наполнителя в водной дисперсии 3,0-6,0%, в качестве наполнителя используют глинопорошок или древесную муку и/или мел, а в качестве активного реагента используют 6-9%-ную соляную кислоту или 9-12%-ную глинокислоту.

Основными признаками, характеризующими предлагаемый способ являются: определение начальной приемистости нагнетательной скважины, выбор варианта обработки скважины, закачка в скважину на первой стадии полимердисперсной композиции со сшивателем с концентрацией наполнителя от 0,5 до 6,0% и увеличение давления закачки воды до уровня 60-100% от давления на кустовой площадке, использование в качестве наполнителя глинопорошка или древесной муки и/или мела, закачка на второй стадии активного реагента, в качестве которого используют соляную кислоту или глинокислоту до снижения давления закачки воды на 5-20%. В соответствии с разработанной процедурой в новом способе для воздействия на пласт с учетом текущей приемистости нагнетательных скважин применяют наиболее эффективные и апробированные в аналогичных условиях полимердисперсные композиции потокоотклоняющего действия.

Между отличительными признаками разработанного способа и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.

В отличие от аналогов и прототипа, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта обеспечивает максимально эффективное направленное регулирование проницаемости высокопроницаемых водопромытых каналов путем закачки дисперсных потокоотклоняющих композиций и подключение к разработке низкопроницаемых интервалов с целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи пластов. Это достигается за счет последовательного выполнения комплекса следующих мероприятий. Первоначально определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при начальном давлении закачки, выбирают вариант реализации способа и далее проводят закачку композиций реагентов. Объемы закачки отдельных композиций определяют опытным путем для достижения предлагаемых в новом техническом решении параметров.

При приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут по варианту №1 первоначально закачивают водную 0,5-3,0%-ную дисперсию наполнителя с полимером (полимердисперсный состав) и сшивателем до достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 10-20% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве наполнителя используют глинопорошок и/или мел, а в качестве активного реагента используют 9-12%-ную соляную кислоту или 9-15%-ную глинокислоту. В результате закачки дисперсии наполнителя с полимером и сшивателем происходит кольматация высокепроницаемых водопромытых интервалов и увеличение давления закачки воды в пласт. За счет повышения давления и наличия полимера со сшивателем в закачиваемой композиции, что обеспечивает высокую седиментационную устойчивость дисперсии, происходит продвижение наполнителя в более удаленные зоны пласта, что способствует более эффективному воздействию на пласт и подключению к разработке менее проницаемых нефтенасыщенных интервалов. В рамках варианта №1 в составе закачиваемой дисперсии используют 0,5-3,0%-ную концентрацию наполнителя. При таком содержании наполнителя в условиях ограниченной приемистости скважины обеспечивается плавное регулирование текущего давления закачки реагентов и установление его запланированного значения, исключая возникновение осложнений при производстве работ. Концентрацию полимера и сшивателя в полимердисперсном составе определяют лабораторным путем, исходя из условия поддержания необходимой устойчивости дисперсии и времени сшивки используемого полимера. После достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадки достигается оптимальный режим закачки воды в пласт, но при этом часть интервалов пласта в результате закачки дисперсного наполнителя закольматированы и ограниченно фильтруют воду. Далее в пласт закачивают активный реагент - раствор кислоты. В результате протекают два процесса: 1) за счет использования в качестве наполнителя глинопорошка или древесной муки и/или мела происходит частичное растворение дисперсного наполнителя в высокопроницаемых интервалах призабойной зоны пласта, что улучшает процесс закачки воды в обработанных интервалах, кольматация высокопроницаемых водопромытых интервалов в удаленных зонах пласта при этом сохраняется; 2) происходит растворение пород и кольматантов-наполнителей в низкопроницаемых интервалах и увеличение их проводимости. Первый процесс является основным и происходит за счет наличия в дисперсном наполнителе мела, который хорошо растворяется в соляной кислоте и глинокислоте. При этом в нефтенасыщенных зонах, где наполнитель только частично заколъматировал поры пласта, проницаемость породы восстанавливается и увеличивается. В водопромытых интервалах, в которые преимущественно был закачан наполнитель, закачка активного реагента - кислотного раствора не изменяет проницаемость существенно, поэтому характер фильтрации воды сохраняется. При использовании в качестве активного реагента глинокислоты может также частично растворяться глинопорошок, а также породы пласта; характер воздействия на пласт при этом не изменяется. В целом, это способствует более эффективному продвижению закачиваемой воды по пласту и более эффективному вытеснению нефти. При этом после закачки активного реагента давление закачки воды снижается незначительно (на 10-20%) относительно достигнутого давления закачки, поэтому действие на пласт сохраняется. По варианту №1 в качестве активного реагента используют 9-12%-ную соляную кислоту или 9-15%-ную глинокислоту. Такие концентрации кислотных составов являются универсальными и эффективными и традиционно используются при обработке призабойной зоны пласта карбонатных и терригенных коллекторов.

При приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут по варианту №2 первоначально закачивают водную 3,0-6,0%-ную дисперсию наполнителя с полимером (полимердисперсный состав) и сшивателем до достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 5-10% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве наполнителя используют глинопорошок или древесную муку и/или мел, а в качестве активного агента используют 6-9%-ную соляную кислоту или 9-12%-ную глинокислоту.

В результате закачки дисперсии наполнителя с полимером и сшивателем происходит кольматация высокопроницаемых водопромытых интервалов и увеличение давления закачки воды в пласт. За счет повышения давления и наличия полимера со сшивателем в закачиваемой композиции, что обеспечивает высокую седиментационную устойчивость дисперсии, происходит продвижение наполнителя в более удаленные зоны пласта, что способствует более эффективному воздействию на пласт и подключению к разработке менее проницаемых нефтенасыщенных интервалов. В рамках варианта №2 в составе закачиваемой дисперсии используют 3,0-6,0%-ную концентрацию наполнителя. При таком содержании наполнителя в условиях высокой приемистости скважины обеспечивается планомерное увеличение текущего давления закачки реагентов за счет блокирования наиболее проницаемых водопромытых интервалов и установление необходимого значения давления, исключая его скачкообразный рост при производстве работ и возникновение осложнений. Концентрацию полимера и сшивателя в полимердисперсном составе определяют лабораторным путем, исходя из условия поддержания необходимой устойчивости дисперсии и времени сшивки используемого полимера. После достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадки достигается оптимальный для скважин с высокой приемистостью режим закачки воды в пласт, но при этом часть интервалов пласта в результате закачки дисперсного наполнителя закольматированы и ограниченно фильтруют воду. Далее в пласт закачивают активный реагент - раствор кислоты. В результате протекают два процесса: 1) за счет использования в качестве наполнителя глинопорошка или древесной муки и/или мела происходит частичное растворение дисперсного наполнителя в высокопроницаемых интервалах призабойной зоны пласта, что улучшает процесс закачки воды в обработанных интервалах, кольматация высокопроницаемых водопромытых интервалов в удаленных зонах пласта при этом сохраняется; 2) происходит растворение пород и кольматантов-наполнителей в низкопроницаемых интервалах и увеличение их проводимости. Первый процесс является основным и происходит за счет наличия в дисперсном наполнителе мела, который хорошо растворяется в соляной кислоте и глинокислоте. При этом в нефтенасыщенных зонах, где наполнитель только частично закольматировал поры пласта, проницаемость породы восстанавливается и увеличивается. В водопромытых интервалах, в которые преимущественно был закачан наполнитель, закачка активного реагента - кислотного раствора не изменяет проницаемость существенно, поэтому ограниченный объем фильтрации воды сохраняется. При использовании в качестве активного реагента глинокислоты может также частично растворяться глинопорошок, а также породы пласта; но характер воздействия на пласт при этом не изменяется. В целом, это способствует более эффективному продвижению закачиваемой воды по пласту и более эффективному вытеснению нефти. При этом в варианте №2 в условиях повышенной приемистости нагнетательных скважин используют кислотные составы меньшей концентрации по сравнению с вариантом №1 с целью сохранения кольматирующего и потокоотклоняющего действия закачанного наполнителя. В результате закачки кислотного состава меньшей концентрации давление закачки воды в нагнетательную скважину снижается незначительно (на 5-10%) относительно достигнутого давления, поэтому репрессивное действие на пласт сохраняется.

В сравнении с прототипом предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта имеет ряд существенных отличительных признаков. Согласно прототипу по варианту №1 при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут закачивают 0,01-1,0%-ную водную дисперсию наполнителя - древесной или доломитовой муки с 0,01-3,0%-ной добавкой активного реагента щелочного типа (10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата) до увеличения давления закачки на 5-30% от начального давления закачки, затем закачивают композицию, содержащую активный реагент и воду, до увеличения давления закачки на 10-50% от начального давления закачки. При реализации способа по прототипу дисперсный наполнитель кольматирует обработанные интервалы исключительно призабойной зоны пласта, так как используемая дисперсия наполнителя не обладает высокой седиментационной устойчивостью и не может фильтроваться в пласт. Кольматация пласта носит необратимый характер, так дисперсный наполнитель не растворяется в активном реагенте и закачиваемой в пласт воде. Кроме того, в условиях повышенной минерализации пластовых вод щелочной реагент будет вызывать дополнительное осадкообразование, что усилит эффект кольматации пласта. Щелочной реагент также может способствовать дополнительному вытеснению нефти из пласта, если она содержит природные поверхностно-активные вещества. Но способ не предусматривает его избирательное использование, поэтому это свойство щелочного реагента не является значимым при применении известного технического решения на практике. Способ по прототипу в варианте №1 определяет максимальное увеличение давления закачки воды до уровня 10-50% от начального давления закачки. На залежах, длительно разрабатываемых с помощью заводнения, такой уровень воздействия не позволяет создать необходимую репрессию на пласт на забое скважины для вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов, так как фактическое начальное давление закачки воды (т.е. без штуцера) на практике часто не превышает 30-40% от номинала, и поэтому увеличение давления закачки до предельного значения по прототипу на 50% направлено только на кольматацию водопромытых каналов и не способствует подключению новых менее проницаемых интервалов.

В соответствии с предлагаемым способом по варианту №1 закачивают водную 0,5-3,0%-ную дисперсию наполнителя с полимером и сшивателем до достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 10-20% от давления закачки водной дисперсии наполнителя. За счет повышенной концентрации наполнителя в составе дисперсии по сравнению с составом по прототипу достигается более высокая репрессия на пласт, что обеспечивает подключение к закачке новых нефтенасыщенных интервалов, при этом устанавливается давление закачки, необходимое для эффективной разработки залежи в целом. При этом наполнитель закачивается совместно с полимером и сшивателем, что обеспечивает повышенную седиментационную устойчивость дисперсии и позволяет закачивать ее в удаленные зоны пласта. Такие свойства дисперсии максимально реализуются за счет использования в качестве наполнителя глинопорошка и/или мела, которые хорошо удерживаются в водных растворах полимеров и обладают малыми размерами. За счет наличия мела в составе наполнителя происходит его ограниченное растворение в кислотном реагенте, который закачивается на следующем этапе, поэтому после кольматации водопромытых интервалов наполнителем и перераспределения потоков фильтрация воды частично восстанавливается. Это позволяет предотвратить полное отключение отдельных интервалов и сохранить объемы закачиваемой в пласт и добываемой жидкости. При использовании в качестве активного реагента глинокислоты может происходить частичное растворение глинопорошка и породы терригенного пласта, это также способствует увеличению проводимости нефтенасыщенных интервалов. Регулируемое увеличение давления закачки воды в пласт позволяет задействовать все вскрытые интервалы пласта и при этом сохранить в целом на участке установившиеся режимы закачки воды в пласт и отборы добываемой жидкости в сочетании с эффективным снижением обводненности продукции и, как следствие, увеличением добычи нефти.

По варианту №2 согласно прототипу при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут первоначально закачивают 0,1-1,5%-ную водную дисперсию наполнителя - древесной или доломитовой муки с 0,1-5,0%-ной добавкой активного реагента щелочного типа (10%-ный водный раствор гидроксида натрия или тринатрийфосфата) до увеличения давления закачки на 10-30% от начального давления закачки, затем осуществляют закачку второй оторочки водной дисперсии наполнителя и активного реагента до увеличения давления закачки на 15-50% от начального давления закачки, при содержании наполнителя 0,05-1,2% и активного реагента 0,05-3,5%. При реализации способа по прототипу дисперсный наполнитель кольматирует обработанные интервалы исключительно призабойной зоны пласта, так как используемая дисперсия наполнителя не обладает высокой седиментационной устойчивостью и не может фильтроваться в пласт. Кольматация пласта носит необратимый характер, так дисперсный наполнитель не растворяется в активном реагенте и закачиваемой в пласт воде. Способ по прототипу в варианте №2 определяет максимальное увеличение давления закачки воды до уровня 15-50% от начального давления закачки. На залежах, длительно разрабатываемых с помощью заводнения, такой уровень воздействия на пласт не позволяет создать необходимую репрессию на забое скважины и не способствует подключению к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.

В соответствии с заявляемым способом закачивают водную 3,0-6,0%-ную дисперсию наполнителя с полимером и сшивателем до достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 5-10% от давления закачки водной дисперсии наполнителя. За счет повышенной концентрации наполнителя на нагнетательных скважинах с высокой приемистостью достигается повышенная репрессия на пласт, что обеспечивает подключение к закачке новых нефтенасыщенных интервалов, при этом устанавливается давление закачки, необходимое для эффективной разработки залежи в целом. При этом наполнитель закачивают совместно с полимером и сшивателем, что обеспечивает повышенную седиментационную устойчивость дисперсии и позволяет закачивать ее в удаленные зоны пласта. В качестве наполнителя используют глинопорошок или древесную муку и/или мел. При использовании в качестве наполнителя глинопорошка и/или мела, которые хорошо удерживаются в водных растворах полимеров и обладают малыми размерами, в условиях высокой приемистости нагнетательных скважин происходит фильтрация частиц вглубь пласта, что обеспечивает воздействие на вдоль всей линии нагнетания воды. При использовании в качестве наполнителя древесной муки происходит преимущественно обработка призабойной зоны пласта, так как частицы древесной муки имеют большие размеры и не фильтруются в объем пласта. Это позволяет эффективно кольматировать наиболее проницаемые поры и трещины пласта и расширяет возможности способа в целом. За счет наличия мела в составе наполнителя происходит его ограниченное растворение в кислотном реагенте, который закачивается на следующем этапе, поэтому после кольматации водопромытых интервалов наполнителем и перераспределения потоков фильтрация воды частично восстанавливается. Это позволяет предотвратить полное отключение отдельных интервалов и сохранить объемы закачиваемой в пласт и добываемой жидкости. При использовании в качестве активного реагента глинокислоты может происходить частичное растворение глинопорошка и породы пласта, это также способствует увеличению проводимости нефтенасыщенных интервалов. В соответствии с вариантом №2 в качестве активного реагента используется кислотный состав меньшей концентрации, что в условиях повышенной приемистости нагнетательных скважин достаточно для удаления кольматирующей «корки» наполнителя в нефтенасыщенных интервалах и исключения полного растворения наполнителя в изолированных водопромытых интервалах. В целом, регулируемое увеличение давления закачки воды в пласт позволяет за/действовать все вскрытые интервалы пласта и при этом сохранить на участке проведения мероприятий, установившиеся режимы закачки воды в пласт и отборы добываемой жидкости в сочетании с эффективным снижением обводненности продукции и, как следствие, увеличением добычи нефти.

Совокупность выделенных в заявляемом способе признаков позволяет обоснованно определить необходимый вариант обработки нагнетательной скважины, включая выбор наиболее эффективного полимердисперсного состава потокоотклоняющего действия и его компоненты, выбор рецептуры кислотного состава и режима закачки рабочих композиций для достижения максимально эффективного воздействия на пласт с целью регулирования проницаемости водопромытых и нефтенасыщенных интервалов пласта и увеличения нефтеотдачи пласта.

Предлагаемое изобретение апробировано на ряде нагнетательных скважин месторождений Западной Сибири. В таблице приведены основные геолого-физические и промысловые характеристики объектов разработки в районах опытных участков, на которых проведены испытания способа.

Примеры конкретной реализации способа.

Пример №1. Нефтяная залежь пласта Ю₁ месторождения Западной Сибири в зоне опытного участка имеет следующие основные геолого-физические и промысловые характеристики (Табл.).

Анализ разработки опытного участка пласта Ю₁ в районе нагнетательной скважины №Х041 показал наличие неравномерности выработки запасов, сопровождающееся прогрессирующим ростом обводненности. При этом обводнение добываемой продукции обусловлено прорывами воды к добывающим скважинам вследствие высокой неоднородности объекта и формирования техногенных трещин. В рамках заявляемого способа рекомендовано закольматировать интервалы высокопроводящих обводившихся каналов, перераспределить фильтрационные потоки и подключить к разработке низкопроницаемые неохваченные и слабо охваченные выработкой зоны. Для воздействия на пласт с целью выбора варианта обработки скважины было проведено определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки. Установлено, что начальная приемистость скважины, замеренная насосным агрегатом составила 320 м³/сут при давлении закачки 64 атм. С учетом этих показателей для обработки скважины был выбран вариант №1.

В соответствии с предлагаемым способом в нагнетательную скважину закачали 520 м³ водной дисперсии наполнителя, представляющий собой полимердисперсный состав со сшивателем при концентрации наполнителя - 1,5%, полимера (полиакриламид) - 0,3% и сшивателя (ацетат хрома) - 0,03%, при этом в качестве наполнителя использовали высокодисперсный мел. В результате давление закачки воды возросло до 96 атм, что составляет 80% от давления в системе поддержания пластового давления на распределительной гребенке кустовой площадки места проведения работ. Приемистость нагнетательной скважины снизилась до значения 260 м³/сут. Далее в нагнетательную скважину закачали 6 м³ 12%-ной соляной кислоты, после чего произошло снижение давления закачки до 83,5 атм. Снижение давления составило 13% от достигнутого давления закачки водной дисперсии наполнителя. Приемистость нагнетательной скважины возросла до значения 295 м³/сут, что позволило поддержать величину компенсации отбора жидкости закачкой на плановом уровне при увеличении пластового давления.

В результате проведенных мероприятий достигнуто снижение обводненности добываемой продукции на опытном участке на 3,4% и увеличение суточного дебита нефти по реагирующим добывающим скважинам на 11,2 т.

Пример №2. Нефтяная залежь высоконеоднородного пласта Ю₂ месторождения Западной Сибири в зоне опытного участка имеет следующие основные геолого-физические и промысловые характеристики (Табл.).

Анализ разработки опытного участка пласта Ю₂ в районе нагнетательной скважины №Y076 показал наличие неравномерности выработки запасов, сопровождающееся прогрессирующим ростом обводненности. При этом обводнение добываемой продукции обусловлено прорывами воды к добывающим скважинам вследствие высокой неоднородности объекта и наличия техногенных трещин. В рамках предлагаемого технического решения рекомендовано закольматировать интервалы высокопроводящих обводившихся каналов, перераспределить фильтрационные потоки и подключить к разработке низкопроницаемые неохваченные и слабо охваченные выработкой зоны. Для воздействия на пласт с целью выбора варианта обработки скважины было проведено определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки. Установлено, что начальная приемистость скважины, замеренная насосным агрегатом составила 530 м³/сут при давлении закачки 93 атм. С учетом этих показателей для обработки скважины был выбран вариант №2.

В соответствии с разработанными способом в нагнетательную скважину закачали 760 м³ водной дисперсии наполнителя, представляющий собой полимердисперсный состав со сшивателем при концентрации наполнителя - 3,4%, полимера (полиакриламид) - 0,35% и сшивателя (ацетат хрома) - 0,04%, при этом в качестве наполнителя использовали высокодисперсный мел и глинопорошок с концентрациями 1,4 и 2,0%, соответственно. В результате давление закачки воды возросло до 124 атм, что составляет 85% от давления в системе поддержания пластового давления на распределительной гребенке кустовой площадки места проведения работ. Приемистость нагнетательной скважины снизилась до значения 440 м³/сут. Далее в нагнетательную скважину закачали 12 м³ 9%-ной соляной кислоты, после чего произошло снижение давления закачки до 115 атм. Снижение давления составило 8% от достигнутого давления закачки водной дисперсии наполнителя. Приемистость нагнетательной скважины возросла до значения 480 м³/сут, что позволило поддержать величину компенсации отбора жидкости закачкой на плановом уровне при увеличении пластового давления.

В результате проведенных мероприятий достигнуто снижение обводненности добываемой продукции на опытном участке на 1,4% и увеличение суточного дебита нефти по реагирующим добывающим скважинам на 14,3 т.

Пример №3. Нефтяная залежь высокопродуктивного пласта Б₈ месторождения Западной Сибири в зоне опытного участка имеет следующие основные геолого-физические и промысловые характеристики (Табл.).

Анализ разработки опытного участка пласта Б₈ в районе нагнетательной скважины №Z359 показал наличие неравномерности выработки запасов в условиях высокой обводненности добываемой продукции. При этом обводнение добываемой продукции обусловлено прорывами воды к добывающим скважинам вследствие высокой неоднородности объекта и наличия техногенных трещин. В рамках заявляемого технического решения рекомендовано закольматировать интервалы высокопроводящих обводившихся каналов, перераспределить фильтрационные потоки и подключить к разработке низкопроницаемые неохваченные и слабо охваченные выработкой зоны. Для воздействия на пласт с целью выбора варианта обработки скважины было проведено определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки. Установлено, что начальная приемистость скважины, замеренная насосным агрегатом составила 670 м³/сут при давлении закачки 42 атм. С учетом этих показателей для обработки скважины был выбран вариант №2.

В соответствии с разработанным способом в нагнетательную скважину закачали 1340 м³ водной дисперсии наполнителя, представляющий собой полимердисперсный состав со сшивателем при суммарной концентрации наполнителя - 5,5%, полимера (полиакриламид) - 0,35% и сшивателя (ацетат хрома) - 0,04%, при этом в качестве наполнителя использовали высокодисперсную древесную муку, мел и глинопорошок с концентрациями 0,5, 2 и 3%, соответственно. В результате обработки скважины давление закачки воды возросло до 87 атм, что составляет 68% от давления в системе поддержания пластового давления на распределительной гребенке кустовой площадки места проведения работ. Приемистость нагнетательной скважины снизилась до значения 530 м³/сут. Далее в нагнетательную скважину закачали 24 м³12%-ной глинокислоты, после чего произошло снижение давления закачки до 81 атм. Снижение давления составило 7% от достигнутого давления закачки водной дисперсии наполнителя. Приемистость нагнетательной скважины возросла до значения 590 м³/сут, что позволило поддержать величину компенсации отбора жидкости закачкой на плановом уровне при увеличении пластового давления.

В результате проведенных мероприятий достигнуто снижение обводненности добываемой продукции на опытном участке на 1,1% и увеличение суточного дебита нефти по реагирующим добывающим скважинам на 6,8 т.

Приведенные примеры раскрывают сущность предлагаемого изобретения, показывают перспективность применения предложенного способа разработки неоднородного нефтяного пласта. Использование предлагаемого технического решения позволяет стабилизировать работу системы поддержания пластового давления, существенно повысить ее эффективность и увеличить коэффициент извлечения нефти на участке. В рамках способа концентрационные параметры используемых дисперсных наполнителей и других химических реагентов определены с учетом геолого-промысловых условий опытного участка и промыслового опыта применения полимердисперсных систем. Объемы закачки полимердисперсных систем и кислотных составов на скважинах выбираются с учетом достижения планируемых параметров в системе заводнения на кустовой площадке.

Заявляемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет эффективно воздействовать на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая трещиноватые объекты, путем снижения проницаемости наиболее проводимых интервалов, увеличения давления закачки и подключения к разработке новых нефтенасыщенных интервалов, что сопровождается снижением обводненности добываемой продукции и способствует увеличению эффективности разработки и повышению нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Способ включает определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и последовательную закачку в пласт при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут водной дисперсии наполнителя и активного реагента с увеличением давления закачки не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Причем первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадке. Затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 10-20% от давления закачки водной дисперсии наполнителя. При этом в качестве водной дисперсии наполнителя используют полимердисперсный состав на основе полиакриламида со сшивателем в виде ацетата хрома при концентрации наполнителя в водной дисперсии 0,5-3,0%. В качестве наполнителя используют глинопорошок и/или мел. В качестве активного агента используют 9-12%-ную соляную кислоту или 9-15%-ную глинокислоту. При приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут по второму варианту первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадке. Затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 5-10% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, При концентрация наполнителя в водной дисперсии составляет 3,0-6,0%. В качестве активного агента используют 6-9%-ную соляную кислоту или 9-12%-ную глинокислоту. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение коэффициента извлечения нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и последовательную закачку в пласт при приемистости нагнетательной скважины от 200 до 400 м³/сут водной дисперсии наполнителя и активного реагента с увеличением давления закачки не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, отличающийся тем, что первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 70-100% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 10-20% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве водной дисперсии наполнителя используют полимердисперсный состав на основе полиакриламида со сшивателем в виде ацетата хрома при концентрации наполнителя в водной дисперсии 0,5-3,0%, в качестве наполнителя используют глинопорошок и/или мел, а в качестве активного агента используют 9-12%-ную соляную кислоту или 9-15%-ную глинокислоту.

2. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий определение начальной приемистости нагнетательной скважины при начальном давлении закачки и последовательную закачку в пласт при приемистости нагнетательной скважины от 400 до 800 м³/сут водной дисперсии наполнителя и активного реагента с увеличением давления закачки не выше максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, отличающийся тем, что первоначально закачивают водную дисперсию наполнителя до достижения давления закачки 60-90% от давления на кустовой площадке, а затем закачивают активный реагент до снижения давления закачки воды на 5-10% от давления закачки водной дисперсии наполнителя, при этом в качестве водной дисперсии наполнителя используют полимердисперсный состав на основе полиакриламида со сшивателем в виде ацетата хрома при концентрации наполнителя в водной дисперсии 3,0-6,0%, в качестве наполнителя используют глинопорошок или древесную муку и/или мел, а в качестве активного агента используют 6-9%-ную соляную кислоту или 9-12%-ную глинокислоту.