Способ разработки неоднородных нефтяных пластов

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием. Неоднородный нефтяной пласт вскрывается системой нагнетательных скважин (НС) и добывающих скважин (С). Через добывающие С производится отбор пластовых флюидов. Для поддержания пластового давления через НС в пласт закачивается рабочая жидкость. Затем в пласт закачивают оторочку агентов (А), повышающих фильтрационное сопротивление пористых сред. Нагнетание оторочки А производят с темпом, меньшим, чем темп отбора пластового флюида. Указанное превышение темпов отбора над темпами закачки производится в С, в направлении которых наблюдается опережающее развитие активного воздействия на пласт. В результате обеспечивается увеличение площадного коэффициента охвата пласта воздействием. После закачки требуемого количества А производится остановка НС на время, необходимое для прекращения перетока А из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый. Затем продолжают активное воздействие на пласт. Если по условиям производства работ производится порциальное нагнетание оторочек А, то остановка НС производится после окончания нагнетания каждой отдельноц порции. Эти операции осуществляют между активным воздействием на пласт. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с применением закачиваемых в пласт вытесняющих агентов. Цель изобретения повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием. Данный способ разработки нефтяного месторождения обеспечивает преимущественное внедрение агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление в более высокопроницаемые пропластки, слои или зоны пласта, а затем переток попавших на стадии нагнетания из малопроницаемых пропластков агента в высокопроницаемые. В основу изобретения положены закономерности упругого режима фильтрации в слоисто-неоднородных пластах. В случае прекращения нагнетания рабочего агента в нагнетательную скважину при сохранении отборов окружающих добывающих скважин наблюдается переток флюидов из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые по стволу нагнетательной скважины так как пластовое давление в высокопроницаемых слоях быстро снижается. При этом рабочий агент, закачанный перед фазой снижения пластового давления в пласт, перераспределяется таким образом, что его содержание в малопроницаемых слоях уменьшается, а в высокопроницаемых увеличивается. Такой преимущественный характер внедрения в высокопроницаемые части пласта наблюдается и в случае, когда темп отбора превышает темп закачки. При этом пластовое давление в высокопроницаемых частях пласта снижается быстрее, чем в малопроницаемых. Тем самым создаются условия для интенсификации преимущественного внедрения в высокопроницаемые части пласта закачиваемых агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление пористых сред. Нередко закачку агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление пористых сред, целесообразно осуществлять порциями, а не сразу в полном объеме. В этом случае эти агенты закачивают в промежутках между активным воздействием на пласт. При этом активное воздействие производят в условиях превышения темпов закачки над темпами отбора. Это обеспечивает компенсацию падения давления, которым сопровождается цикл закачки агентов, увеличивающих фильтрационное сопротивление пористых сред. Кроме того, скорости фильтрации нагнетаемой жидкости в отдельных пропластках многослойного пласта соотносятся пропорционально корню квадратному из их проницаемости, в то время как при стационарном режиме фильтрации отношение скоростей фильтрации пропорционально проницаемости отдельных пропластков. При использовании любой технологии разработки начальный период нагнетания (вследствие возрастания давления на забое скважины) происходит в условиях упругого режима. Предлагаемая последовательность операций (активное воздействие, стабилизация распределения давления в пласте, нагнетание агента, увеличивающих фильтрационное сопротивление пористых сред) позволяет обеспечить наиболее благоприятное распределение скоростей фильтрации на каждом из этих этапов разработки: при активном воздействии пропорционально корню квадратному из проницаемости отдельных пропластков, а при нагнетании в пласт агента его преимущественное внедрение в наиболее высокопроницаемые пропластки. При прекращении нагнетания в скважину, вскрывшую слоисто-неоднородный пласт, и продолжении отбора флюидов из окружающих добывающих скважин происходит переток жидкости из малопроницаемых слоев в высокопроницаемые, как по площади их соприкосновения (в случае если они гидродинамически взаимосвязаны), так и по стволу нагнетательной скважины, вследствие более быстрого снижения пластового (а следовательно, и на забое нагнетательной скважины) давления в высокопроницаемых слоях. Данное технологическое решение имеет самонастраивающийся характер, так как объемы перетока агента из одних пропластков в другие определяются величиной различия их коллекторских свойств, т.е. управляющим параметром процесса фильтрации является сама неоднородность пласта. Таким образом недостаточная информация о неоднородности пласта (она всегда наблюдается) не приводит к качественным изменениям конечных результатов использования предлагаемой технологии. Способ реализуется следующим образом. Нефтяное месторождение вскрывают системой нагнетательных и эксплуатационных скважин. Через нагнетательные скважины осуществляют закачку воды, газа, водных растворов ПАВ и т.п. из добывающих скважин извлекают пластовые флюиды, т.е. осуществляют активное воздействие на пласт. Основная цель такого активного воздействия заключается в поддержании пластового давления. Затем в пласт начинают нагнетать агенты, повышающие фильтрационное сопротивление пористых сред. Пpи этом нагнетание этих агентов производят с темпом, меньшим, чем темп отбора жидкости из добывающих скважин. Превышение темпов отбора флюидов из добывающих скважин над темпами закачки агентов, повышающих фильтрационное сопротивление пористых сред, в нагнетательные скважины достигается увеличением темпов отбора из добывающих скважин при сохранении темпов закачки в нагнетательные скважины; уменьшением темпов закачки в нагнетательные скважины при сохранении темпов отбора из добывающих скважин; уменьшением темпов закачки в нагнетательные скважины с одновременным увеличением темпов отбора их окружающих добывающих скважин. Важным преимуществом является то, что превышением темпов отбора над темпами закачки за счет изменения режима отбора не во всех окружающих скважинах, а только в тех, в направлении которых наблюдается нежелательное опережающее развитие активного воздействия на пласт, обеспечивают увеличение площадного коэффициента охвата пласта воздействием. После закачки требуемого количества агентов, повышающих фильтрационное сопротивление пористых сред, нагнетательные скважины останавливают на время, необходимое для прекращения перетока агента из малопроницаемых в высокопроницаемые пропластки. Это время определяют либо расчетным путем, либо измерением расхода жидкости и распределения давления внутри скважины. Затем продолжают активное воздействие на пласт. Если, исходя из расчетных или опорных данных, получается, что требуемое количество агента не удается закачать за один прием, то нагнетание агентов осуществляют отдельными порциями с остановкой нагнетательных скважин после окончания нагнетания каждой отдельной порции. Эти операции осуществляют в промежутках между активными воздействиями на пласт. П р и м е р реализации способа. Для иллюстрации преимуществ способа по сравнению с известными были проведены расчеты процесса разработки гипотетического участка месторождения нефти. Рассматривался случай заводнения слоистого пласта с двумя изолированными прослоями, вскрытого галереями нагнетательных и добывающих скважин. Исходные данные для расчета следующие: толщины пропластков h₁ 1 м, h₂ 0,1 м, проницаемости пропластков К₁ 0,1 мкм², К₂ 1 мкм², вязкость нефти 20 мПа ˙с, вязкость воды 1 мПа ˙с, вязкость полимерного раствора 6 мПа˙ с, начальная водонасыщенность S_o 0,2, размер полимерной оторочки 20% от объема пор. В начале процесса закачивают воду в количестве 1% от объема пор для создания необходимого распределения давления в пласте. Одновременно производился отбор нефти. Далее производят нагнетание полимерного раствора, причем темп отбора нефти выше, чем темп закачки полимерного раствора. Затем после окончания закачки полимерного раствора производят остановку нагнетательных скважин. Величина продолжительности остановки скважин выбирается расчетным путем и составляет для рассматриваемого конкретного случая 30 сут, что достаточно для перетока полимера из одного пропластка в количестве 20% от объема пор. В приведенных примерах реализации способа темп нагнетания агентов на 25% меньше, чем темп отбора пластовых флюидов (жидкостей). Расчет проводят на ЭВМ применительно к водному раствору полиакрил-амида молекулярной массы порядка 2 млн. Результаты проведенных расчетов представлены на чертеже. Кривая 1 соответствует базовому варианту, а кривая 2 данной технологии. В базовом варианте полимерный раствор закачивают с темпом, равным темпу отбора нефти, а нагнетательные скважины не останавливают. Прирост коэффициента нефтеотдачи за счет данного метода 8% В второй серии опытов рассматривался случай закачки оторочки полимерного раствора размером 30% от объема пор. Для этого случая упругоемкости пласта недостаточно, чтобы весь полимерный раствор закачали с темпом, меньшим, чем темп отбора нефти. Сначала закачивают воду в количестве 1% от объема пор, далее полимерный раствор в количестве 20% от объема пор. После этого нагнетательные скважины останавливают на 30 сут. Затем в пласты закачивают воду в количестве 10% от объема пор. По окончании закачки воды нагнетают оставшееся количество полимерного раствора (10% от объема пор), причем темп закачки полимерного раствора меньше, чем темп отбора. Далее проводят остановку нагнетательных скважин на время, необходимое для перетока полимерного раствора из малопроницаемого в высокопроницаемый пропласток, которое для рассматриваемого случая составляет 18 сут. Затем закачивают воду. Результаты этой серии расчетов представлены на чертеже 1 кривой 2. Прирост добычи нефти около 8%

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ путем закачки в них рабочей жидкости и нагнетания оторочки агентов, повышающих фильтрационное сопротивление пористых сред, с последующей заточкой рабочей жидкости через нагнетательную скважину и отбор пластовых флюидов через добывающую скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием, нагнетание оторочки агентов производят с темпом меньше, чем темп отбора пластовых флюидов, после чего прекращают закачку агента, а время остановки нагнетательной скважины определяют по прекращению перетока агента из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетание оторочек агента осуществляют порциально.

РИСУНКИ

Рисунок 1