Способ разработки нефтяной залежи

 

По способу разработки нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. На поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В них определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи. При этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров. 1 з.п.ф-лы.

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера [2] Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, согласно изобретению, на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров: К_i/К_ср М_i/М_ср, где К_i коэффициент продуктивности i-той скважины, м³/сут МПа; К_ср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м³/сут МПа; М_i вязкость закачиваемого раствора в i-той скважине, Пас; М_ср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Пас.

При отношении коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. Закачка раствора полимера способствует снижению проницаемости обводненных высокопроницаемых зон залежи и поступлению рабочего агента в низкопроницаемые нефтяные зоны. На залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. При этом образуют очаги заводнения и изменяют направления потоков вытесняющего агента. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, равной среднему значению вязкости закачиваемого раствора полимера по залежи, умноженному на отношение коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности для залежи.

Коэффициент продуктивности по скважинам определяют по индикаторной кривой или кривой падения давления во времени: К_прод Q / (Р_пл Р_заб), где К_прод коэффициент продуктивности, м³/сутМПа;
Q дебит жидкости или приемистость скважины, м³/сут;
Р_пл пластовое давление, МПа;
Р_заб забойное давление, МПа.

При закачке рабочего агента максимальное влияние будут испытывать добывающие скважины, ближайшие к нагнетательной скважине с максимальным коэффициентом продуктивности. Соответственно из добывающих скважин наибольшее влияние будут испытывать скважины также с наибольшим коэффициентом продуктивности. Причиной высокой продуктивности на поздней стадии может быть как образование трещин в пласте, так и особенно геологического строения объекта разработки. Один из методов увеличения охвата заводнением участка разработки может быть закупорка этих трещин и прослоев с высокой продуктивностью закачкой вязких растворов. Однако закачка вязких растворов может привести к закупорке пластов в скважинах с низкой продуктивностью и дальнейшему снижению коэффициента охвата.

Решение задачи состоит в закачке растворов более высокой вязкости в более продуктивные скважины и менее высокой вязкости в менее продуктивные скважины. При этом создаются условия для увеличения охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади пласта.

При наличии неоднородности по продуктивности скважин залежи или участка разработки необходимо обеспечить равенство соотношений коэффициентов продуктивностей и вязкостей закачиваемых растворов.

В качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм², нефтенасыщенность 61,1% абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25^oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³, вязкость 46 мПас, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,64%
Разрабатывают нефтяную залежь, отбирая нефть через 25 добывающих скважин и закачивая рабочий агент высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м³ с нижнего горизонта, через 6 добывающих скважин. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 90% производят периодическую, 1 раз в 3 мес, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера.

На залежи переводят 8 обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению их коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности для участка залежи. Так, в скважину с коэффициентом продуктивности 20 м³/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 200 Пас, в скважину с коэффициентом продуктивности 40 м³/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 400 Пас, в скважину с коэффициентом продуктивности 60 м³/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 600 Пас. Среднее значение коэффициента продуктивности по участку составляет 30 м³/сут МПа, среднее значение вязкости раствора полимера составляет 300 Па с.

Пример 2. Выполняют как пример 1. При отношении коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности скважин, переведенных в нагнетательные, от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему следующего состава: 0,06%-ный водный раствор полиакриламида с 2% глинопорошка.

В результате разработки нефтеотдача залежи повысилась на 6% коэффициент нефтеотдачи составил 0,37.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров:
K_i / K_ср M_i / M_ср,
где K_i коэффициент продуктивности i-й скважины, м³/сут. МПа;
K_ср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м³/сут. МПа;
M_i вязкость закачиваемого раствора в i-й скважине, Па с;
M_ср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па с.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отношении коэффициента продуктивности скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательную скважину полимердисперсную систему.