Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, может быть использовано при разработке обводненной залежи на поздней стадии и обеспечивает увеличение полноты извлечения запасов нефти и повышение ее текущей добычи. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме. При этом устанавливают характер распределения нефтенасыщенных толщин. Определяют текущее значение насыщения нефти газом. Осуществляют периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин. Осуществляют эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин в условиях форсированных отборов жидкости. Согласно изобретению в нагнетательных скважинах поэтапно осуществляют регулирование фильтрационных свойств продуктивного разреза. При этом на первом этапе в нагнетательные скважины закачивают композиции, регулирующие гидродинамическое сопротивление в призабойной зоне нагнетательных скважин для выравнивания профилей приемистости. На втором этапе в эти нагнетательные скважины закачивают композиции, изменяющие сложившиеся направления фильтрационных потоков в межскважинном пространстве на удалении от линии нагнетания. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной нефтяной залежи в высокопродуктивных коллекторах.

Проблема повышения эффективности разработки нефтяных залежей на протяжении длительного периода существования нефтяной промышленности является актуальной задачей, решаемой специалистами отрасли. Задача эта адресная, решаемая применительно к конкретным горно-геологическим условиям разрабатываемых объектов. Применительно же к поздней стадии разработки в связи со сложностью процесса вытеснения нефти водой в заводненном пласте в условиях высокой обводненности добываемой продукции она приобретает особую актуальность.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]. Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий один из отличительных признаков, свойственный предлагаемому способу это способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины [2]. Этот способ позволяет извлечь из залежи увеличенное количество нефти за счет нестационарного воздействия и изменения направления фильтрационных потоков в пласте. Однако и он не обеспечивает извлечения нефти из всех многочисленных прослоев мощного высокопродуктивного коллектора.

Способ, предусматривающий циклическое воздействие на залежь периодической закачкой воды и выравнивание фильтрационных свойств продуктивного разреза в нагнетательных скважинах [3], несмотря на некоторое внешнее сходство с предлагаемым, лишен технологических приемов по управлению работой добывающих скважин.

Определенное сходство с предлагаемой технологией имеет способ разработки [4], который также предусматривает циклическое воздействие на залежь в сочетании с физико-химическим воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин. Однако, имея некоторые общие технологические решения с предлагаемым способом, такие, как циклическая закачка рабочего агента со сменой направления фильтрационных потоков и физико-химическое воздействие на призабойную зону пласта в нагнетательных скважинах с целью выравнивания профилей приемистости, в нем отсутствуют рекомендации по регулированию фильтрационных свойств в межскважинном пространстве, а также технологические решения по работе эксплуатационного фонда в связи с характером распределения текущих запасов нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения [5] , принимаемый в качестве прототипа. Этот способ (прототип) предусматривает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин (толщин пласта с начальной нефтенасыщенностью выше заводненного интервала продуктивного горизонта), периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин и эксплуатацию на форсированных режимах добывающих скважин, расположенных в зонах с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами. Известный способ позволяет извлекать увеличенное количество нефти за счет реализации отмеченных технологических решений, однако и он не обеспечивает извлечения нефти из всех многочисленных прослоев разнопроницаемого монолитного пласта. Отдельные прослои оказываются невыработанными. Основной причиной этого является обтекание закачиваемой водой этих интервалов разреза. Таким образом, в заводненном объеме пласта оказываются прослои (интервалы разреза), содержащие не вытесненную в силу недостаточного охвата воздействием нефть, а в межскважинном пространстве остаются целики нефти.

Задачей изобретения является увеличение текущей добычи и нефтеотдачи залежи путем более полного вовлечения в процесс разработки невыработанных нефтесодержащих прослоев и участков, находящихся в заводненном объеме монолитного пласта, за счет повышения охвата пласта процессом воздействия со стороны нагнетательных скважин.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин, определение текущего значения давления насыщения нефти газом, периодическую эксплуатацию высокообводненных добывающих скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин на форсированных режимах, согласно изобретению на поздней стадии разработки в нагнетательных скважинах поэтапно осуществляют регулирование фильтрационных свойств продуктивного разреза - при этом сначала в нагнетательные скважины закачивают физико-химические малообъемные композиции, регулирующие гидродинамическое сопротивление пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин для выравнивания профилей приемистости, а затем в эти нагнетательные скважины закачивают физико-химические большеобъемные композиции (составы), изменяющие сложившиеся направления фильтрационных потоков в межскважинном пространстве на удалении от линии нагнетания.

Технический результат изобретения, таким образом, состоит в том, чтобы повысить полноту охвата процессом воздействия слабо вырабатываемых, менее проницаемых интервалов разреза продуктивного пласта путем интенсификации воздействия на них за счет перераспределения профилей приемистости в нагнетательных скважинах, а также за счет повышения результативности процесса изменения направления фильтрационных потоков установкой в межскважинном пространстве отклонителей, изменяющих установившиеся в пласте направления потоков фильтрации.

Пример конкретного выполнения способа.

Нефтяная залежь (блок самостоятельной разработки) имеет следующие характеристики: - размеры - 44 км; - толщина пласта - 40 м; - проницаемость коллекторов - изменяется от десятков мД до 2 Д; - вязкость пластовой нефти - 1,2 сПз; - вязкость воды в условиях пласта - 0,5 сПз; - давление насыщения нефти газом - 13,0 МПа; - начальное пластовое давление 18,0 МПа.

Пласт расчленен невыдержанными по простиранию прослоями глин. Коэффициент расчлененности - 7 (блок самостоятельной разработки) эксплуатируется 25 лет. Пробурено 75 добывающих и 42 нагнетательных скважины. Через 21 нагнетательную скважину закачивают воду в циклическом режиме. Продолжительность полуцикла - 15 суток. Через 63 добывающие скважины отбирают пластовые флюиды. В зоне повышенной концентрации текущих запасов нефти, т.е. в зоне развития повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин находится 16 высокообводненных добывающих скважин, эксплуатируемых на форсированных режимах с забойными давлениями 0,8-0,75 Р_нас (Р_заб 10,0-11,0 МПа). Средний дебит жидкости - 350 т/сут. Коэффициент эксплуатации - 0,9. Время работы скважин - 328 сут. Обводненность продукции - 95%. В краевой зоне находится 27 высокообводненных скважин. Они эксплуатируются периодически и работают в противофазе с работой добывающих скважин. Средний дебит жидкости в расчете на 1 скважину - 150 т/сут. Время работы - 180 сут в году. Коэффициент эксплуатации - 0,493. Средняя обводненность продукции этой группы скважин - 97,5%.

В целом по участку годовая добыча жидкости и нефти составляет соответственно 2566,8 тыс.т. и 110,0 тыс.т. При средней обводненности - 95,7%.

При состоянии разработки с указанными технологическими показателями согласно изобретению в 18 нагнетательных скважинах в течение 3 месяцев произвели обработку призабойной зоны пласта с целью выравнивания профиля приемистости. Для этого в каждую из них закачали по 80-100 ³ осадкообразующих составов.

В результате этой операции обводненность добываемой нефти снизилась на 1-1,2% и составляла 94,7-94,5%, а добыча нефти соответственно увеличилась и изменялась в диапазоне 135-170 тыс.т. против 110 тыс.т., добываемых на участке до реализации предложенного способа разработки. По прошествии еще трех месяцев после проведения работ по выравниванию профилей приемистости в эти же 17 нагнетательных скважин произвели закачку композиции, состоящей из коллоидно-дисперсного (КДС) и гелеобразующего (ГОС) составов в объеме соответственно 300 и 150 м³. Через месяц после закачки в нагнетательные скважины этих составов, регулирующих изменение фильтрационных потоков в межскважинном пространстве, в отдельных добывающих скважинах было отмечено снижение обводненности нефти, в среднем по участку составившее 0,3%. В целом же снижение обводненности за счет реализации предложенного способа на участке проведения опытных работ оценено на уровне 1-1,5%, а прирост добычи нефти составил 35-50 тыс. т. или порядка 22-40%, что свидетельствует о достаточно высокой эффективности предлагаемой технологии. Технологические показатели разработки участка даны в таблице.

Источники информации, принятые во внимание 1. В. С. Орлов. "Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой", Москва, "Недра", 1973 г., с. 13.

2. М. Л. Сургучев. "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов", Москва, "Недра", 1985 г., с. 143-149.

3. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ 2087686. Лейбин Э.Л., Боксерман А.А., Кузьмин В.М. и др.

4. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Патент РФ 2132939. Боксерман А.А., Гумерский Х.Х., Джафаров И.С., Кашик А.С., Лейбин Э.Л. и др.

5. Способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения. Патент РФ 2060365. Лейбин Э.Л., Шарифуллин Ф.А. и др. (прототип).

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин, определение текущего значения насыщения нефти газом, периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин в условиях форсированных отборов жидкости, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах поэтапно осуществляют регулирование фильтрационных свойств продуктивного разреза, при этом на первом этапе в нагнетательные скважины закачивают композиции, регулирующие гидродинамическое сопротивление в призабойной зоне нагнетательных скважин для выравнивания профилей приемистости, а на втором этапе в эти нагнетательные скважины закачивают композиции, изменяющие сложившиеся направления фильтрационных потоков в межскважинном пространстве на удалении от линии нагнетания.

РИСУНКИ

Рисунок 1