Способ разработки заводнённых нефтяных пластов с зональной неоднородной проницаемостью

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи заводненных пластов с зональной неоднородной проницаемостью. Обеспечивает увеличение выработки запасов нефти за счет охвата вытеснением из менее проницаемых слабодренируемых зон и застойных межскважинных участков залежи. Сущность изобретения: для увеличения площади охвата заводнением нефтяного пласта с зональной неоднородной проницаемостью выбирают нагнетательную скважину в более высокопроницаемой зоне неоднородного пласта с соотношением проницаемостей в перфорированном интервале не более 1,5, имеющую в зоне как минимум одну взаимодействующую добывающую скважину, обводненную не менее чем на 80%. В радиусе 25 м вокруг скважины в пласт вводят в количестве 0,5 объема пор водопринимающих интервалов глинистую суспензию с содержанием глины 25-105 кг/м³ в зависимости от проницаемости, с 50% заполнением пор коллектора водопринимающих интервалов пласта. Введенную оторочку глинистой суспензии уплотняют, оттесняя на 20 м в глубь пласта закачкой воды в количестве одного объема пор водопринимающих интервалов пласта. Закачку осуществляют под давлением 10-20%, превышающим давление ввода в скважину глинистой суспензии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи заводненных пластов с зональной неоднородной проницаемостью.

Известен способ увеличения нефтеотдачи заводненных закачиваемой водой пластов на поздних стадиях разработки залежей нефти за счет прироста охвата заводнением путем искусственного повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых водопроводящих интервалов пластов закачкой в них водных суспензий осадкообразующих реагентов (а.с. №1566820, кл. Е 21 В 43/22, 1996).

Недостатком способа является ограничение области эффективного применения пластами со слоистой неоднородной проницаемостью.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородной проницаемостью, на поздних стадиях разработки, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии в зависимости от объема пор с допущением перемещения ее в пласте с кольматацией поровых каналов, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер благодаря ограничению и прекращению фильтрации закачиваемой в пласт воды в результате кольматации водопроводящих поровых каналов дисперсными глинистыми частицами (Патент РФ №2136861, кл. Е 21 В 43/20, 1998).

Недостаток известного способа связан с ограничением области его реализации добывающими скважинами, что не обеспечивает максимальный охват заводнением запасов нефти по площади пластов с зональной неоднородной проницаемостью.

Техническим результатом от использования рекомендуемого способа является увеличение площади охвата заводнением пластов с зональной неоднородной проницаемостью в результате целеноправленного изменения траекторий закачиваемой воды в недренируемые или слабодренируемые зоны, включая межскважинные участки залежи.

Технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением перемещения ее в пласте с кольматацией поровых каналов, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер в результате ограничения и (или) прекращения фильтрации благодаря кольматации поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, согласно изобретению выбирают нагнетательную скважину в относительно более проницаемой зоне пласта с зональной неоднородностью фильтрационных свойств с соотношением проницаемости в перфорированном интервале не более 1,5, имеющую в пределах более проницаемой зоны как минимум одну добывающую скважину, обводненную не менее чем на 80% закачиваемой в нагнетательную скважину водой, вводят при давлении закачки, не допускающем возникновения трещин в пласте, в радиусе 25 м вокруг нагнетательной скважины водную глинистую суспензию с содержанием глины 25-105 кг/м³ в зависимости от проницаемости с 50% заполнением пор коллектора водопринимающих интервалов пласта, затем оттесняют введенную оторочку глинистой суспензии от забоя скважины на 20 м закачкой воды в количестве одного объема пор водопринимающих интервалов пласта под давлением, на 10-20% превышающим давление ввода в скважину глинистой суспензии.

Способ осуществляется в следующей последовательности. В относительно более высокопроницаемом участке нефтяного пласта с зональной неоднородностью фильтрационных свойств выбирают нагнетательную скважину с соотношением проницаемости пласта в перфорированном интервале не более 1,5, имеющую в пределах более проницаемой зоны как минимум одну добывающую скважину, обводненную не менее чем на 80% закачиваемой водой в нагнетательную скважину.

В нагнетательной скважине устанавливают водопринимающие интервалы пласта при устьевом давлении закачки, равном рабочему давлению нагнетания воды в залежи. По данным материалов ГИС определяют толщину, средние значения коэффициента пористости, проницаемости водопринимающего интервала пласта.

Рассчитывают объем нагнетания в пласт глинистой суспензии с допущением равномерного радиального перемещения суспензии по водопринимающим интервалам в радиусе 25 м вокруг скважины с 50% заполнением пор коллектора водопринимающих интервалов пласта.

Устанавливают концентрацию глины в нагнетаемый в пласт водной суспензии в значениях: 25 кг/м³, 45 кг/м³, 65 кг/м³, 85 кг/м³, 105 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов изменения проницаемости водопринимающих интервалов коллектора: 0,20-0,50 мкм², 0,51-0,75 мкм², 0,76-1,00 мкм², 1,01-1,50 мкм², больше 1,50 мкм².

Рассчитывают объем воды, необходимый для оттеснения введенной оторочки глинистой суспензии от забоя скважины на 20 м закачкой в количестве одного объема пор коллекторов водопринимающих интервалов пласта.

Расчетный объем водной суспензии глины вводят в пласт непрерывной закачкой используемыми в нефтяной промышленности насосными установками (агрегатами) при давлении нагнетания, не допускающем образования трещин в пласте.

После нагнетания глинистой суспензии для ее оттеснения от забоя непрерывной закачкой в пласт вводят расчетный объем воды при давлении, на 10-20% превышающем давление нагнетания, которое поддерживалось при закачке в скважину глинистой суспензии, после чего скважину подключают в линию закачки воды для поддержания на залежи пластового давления.

Технологический эффект от применения предлагаемого способа во взаимодействующих реагирующих скважинах проявляется увеличением дебита нефти, снижением или стабилизацией темпов обводнения добываемой продукции. Отдельные скважины спустя 1-2 месяца после создания в пласте потокоотклоняющего барьера начинают испытывать положительное влияние технологии. Устойчивое реагирование максимального числа скважин устанавливается спустя 4-6 месяцев после применения способа. Количественно технологический эффект оценивается с использованием кривых вытеснения нефти добывающих скважин, расположенных в области влияния на них нагнетательной скважины.

Способ реализован на заводненных нефтяных пластах горизонта Д1 Бавлинского месторождения с зональной неоднородностью фильтрационных свойств. Для применения способа были выбраны нагнетательные скважины №373 и №401 с соотношениями проницаемости в перфорированном интервале пласта менее 1,5. Обе скважины расположены в пределах относительно более высокопроницаемых участках пластов с зональной неоднородностью фильтрационных свойств. В области влияния нагнетательной скважины №373 на высокопроницаемом участке пласта находятся добывающие скважины №277 и №1267 с обводненностью 95,6% и 99,6% соответственно.

В высокопроницаемом участке пласта с нагнетательной скважиной №401 взаимодействуют добывающие скважины №237 и №307 с обводненностью продукции 97,6% и 98,8% соответственно.

В выбранных скважинах №373 и №401 при устьевом давлении закачки, соответствующем принятому на залежи рабочему давлению закачки воды, определялись водопринимающие интервалы. По материалам ГИС были рассчитаны толщины, средние значения коэффициента пористости, проницаемости водопринимающих интервалов, которые соответственно составили в скважине №373 - 4,3 м, 0,235; 0,950 мкм², в скважине №401 - 2,4 м, 0,232; 0,850 мкм².

Объем закачиваемой в пласт оторочки глинистой суспензии рассчитывался с допущением равномерного радиального перемещения ее по пласту в радиусе 25 м вокруг скважины с заполнением 0,5 объема пор коллекторов водопринимающих интервалов согласно формуле

V=R²hKп/2,

где V - объем глинистой суспензии, м³;

R - принятое значение радиуса проникновения суспензии в пласт, 25 м;

h - толщина водопринимающих интервалов коллектора, м;

Кп/2 - доля заполнения объема пор коллектора глинистой суспензией, доли единицы.

Рассчитанный объем глинистой суспензии для скважины №373 составил 1000 м³, для скважины 401 - 546 м³. Содержание глины в суспензии с учетом установленных значений проницаемостей водопринимающих интервалов составил в скважине №373 (Кпр 0,950 мкм²) 65 кг/м³, в скважине №401 (Кпр 0,850 мкм²) 65 кг/м³.

По вышеприведенной формуле с учетом заполнения одного объема пор коллектора водопринимающих интервалов рассчитывался объем закачиваемой воды, необходимый для оттеснения введенной оторочки глинистой суспензии на 20 м от забоя скважин №373 и №401. Для скважины №373 объем воды составил 1269 м³, для скважины №401 - 700 м³.

Глинистая суспензия нагнеталась в пласт через насосно-компрессорные трубки передвижной насосной установкой ЦА-320М при устьевом давлении, не допускающем образования трещин в пласте. После нагнетания глинистой суспензии непрерывной закачкой через НКТ в пласты вводились расчетные объемы сточной воды при давлении, на 10-20% превышающем установленные на скважине давления при нагнетания в пласты глинистой суспензии, после чего скважины были подключены в линию закачки воды по поддержанию на залежи пластового давления.

Положительный эффект от применения способа испытали добывающие скважины, расположенные на участке залежи, за созданным в пласте потокоотклоняющим барьером.

На нагнетательную скважину №373 среагировали увеличением дебита нефти, уменьшением или стабилизацией обводнения добываемой продукции добывающие скважины №241, 2609, 277, 2701, 1267. На нагнетательную скважину №401 положительно среагировали добывающие скважины №237, 298, 1056, 307, 307д, 238.

По расчетам, проведенным ТатАСУнефть с использованием кривых вытеснения нефти, за 14 месяцев, прошедших после создания потокоотклоняющих барьеров, из реагирующих на скважину №373 добывающих скважин суммарная дополнительная добыча составила 1374 т нефти, а из добывающих скважин, взаимодействующих со скважиной №401 – 1033 т нефти.

Проявление положительного эффекта продолжается.

Формула изобретения

Способ разработки заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородной проницаемостью, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии в зависимости от объема пор, с допущением перемещения ее в пласте с кольматацией поровых каналов, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер в результате ограничения и прекращения фильтрации закачиваемой в пласт воды, благодаря кольматации водопроводящих поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, отличающийся тем, что в относительно более высокопроницаемой зоне пласта с зональной неоднородностью фильтрационных свойств выбирают нагнетательную скважину с соотношением проницаемостей в перфорированном интервале не более 1,5, имеющую в пределах относительно более высокопроницаемой зоны как минимум одну добывающую скважину, обводненную не менее чем на 80% закачиваемой в нагнетательную скважину водой, вводят в пласт в радиусе 25 м вокруг нагнетательной скважины при давлении, не допускающем возникновения трещин, водную глинистую суспензию с содержанием глины 25-105 кг/м³ в зависимости от проницаемости с 50% заполнением пор коллектора водопринимающих интервалов пласта, затем оттесняют введенную оторочку глинистой суспензии от забоя скважины на 20 м закачкой воды в количестве одного объема пор водопринимающих интервалов пласта под давлением на 10-20%, превышающим давление ввода в скважину глинистой суспензии.