Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к процессам добычи нефти из неоднородных коллекторов и увеличения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи, включающий чередование закачки оторочек глинистой суспензии и воды, отличающийся тем, что плотность глинистой суспензии в оторочках увеличивают последовательно от 1050 до 1200 кг/м³. Технический результат - снижение обводненности продукции на 8,8-11,7%, увеличение дебита скважин по нефти на 55-65%.

Изобретение относится к процессам добычи нефти из неоднородных коллекторов и увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, который включает закачку в пласт через нагнетательную скважину полимергелевой системы, глинистой суспензии и водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества (Патент РФ N 2072422, кл. E 21 B 43/22, 1992). Недостатком этого способа является низкая технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по техническому решению к заявляемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку рабочего агента оторочек водной дисперсии глинопорошка и водорастворимого полимера, где в каждой последующей оторочке количество глинопорошка уменьшается в пределах от 15 до 0 вес.%, а количество порошка водорастворимого полимера увеличивается в пределах от 0,001 до 1 вес.%, при этом предусматривается увеличение давления закачки от одной оторочки к другой на 1-10% (Патент РФ 2136872, кл. E 21 B 43/22, 1999).

Недостатком данного способа является невысокая эффективность по снижению проницаемости обводненного коллектора, снижению обводненности продукции, добыче дополнительной нефти и высокая стоимость применяемого полимера.

Для увеличения эффективности по снижению проницаемости обводненного коллектора проводят чередование закачки оторочек глинистой суспензии и воды, при этом плотность глинистой суспензии в оторочках увеличивают последовательно от 1050 до 1200 кг/м³.

В ходе эксплуатации обводненного коллектора после закачки порции воды для поддержания пластового давления закачивают глинистую суспензию определенной плотности, затем закачивают порцию воды и оторочку глинистой суспензии уже большей плотности. И так повторяют чередование закачек порции воды и глинистой суспензии плотностью, определяемой технологической целесообразностью и возможностью.

При осуществлении этого способа, видимо, происходит постепенное снижение проницаемости наиболее обводнившихся частей коллектора благодаря постепенному поступлению в поры коллектора глинистых частиц, что приведет, в свою очередь, к выравниванию фронта вытеснения нефти. Последовательно увеличение плотности подаваемой в пласт глинистой суспензии, продавливаемой затем порцией воды, по-видимому, приведет к постепенному и надежному снижению проницаемости обводненного коллектора.

Технический результат достигается тем, что закачку вытесняющего агента и оторочек водных дисперсий глинопорошка по предлагаемому изобретению осуществляют в нагнетательные скважины, нефть и воду отбирают из добывающих скважин. Водную дисперсию готовят смешением глинопорошка в пресной воде, в каждой последующей оторочке плотность дисперсии увеличивают в пределах от 1050 до 1200 кг/м³ путем увеличения количества глинопорошка.

Постепенное увеличение глинопорошка в дисперсии позволяет закупорить сначала низкопроницаемые, в последующих этапах более высокопроницаемые обводненные коллекторы. Такое поэтапное снижение проницаемости обводненных коллекторов обеспечивает более глубокое воздействие вытесняющим агентом на коллектор и увеличивает добычу остаточной нефти, снижает обводненность продукции.

Для приготовления дисперсии применяется глинопорошок по ГОСТ 25795-83. Допускается применение глин из местных карьеров после разделения крупных фракций.

Способ осуществляется с применением действующих установок по приготовлению глинистых суспензий, серийно выпускающихся агрегатов и автоцистерн, и не требует разработки нового оборудования.

Эффективность существующего и предлагаемого способов определяют по изменению дебитов по нефти и снижению обводненности добываемой нефти из реагирующих скважин. Испытание проведено на Арланском месторождении, эксплуатирующемся по пласту C₂ и C₃ очаговым воздействием через нагнетательную скважину, окруженную несколькими добывающими скважинами.

Пример 1. (По прототипу) Выбранный участок залежи эксплуатируется одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. В нагнетательную скважину проводят закачку четырех оторочек, состоящую из глинопорошка и полиакриламида (ПАА): - первая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1200 кг/м³, содержащей 0,001% ПАА. Давление закачки увеличивается от 8 до 9 МПа. После продавливания водой давление снижается до 8 МПа; - вторая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1150 кг/м³, содержащей 0,01% ПАА. Давление закачки увеличивается от 8 до 9 МПа; - третья оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1100 кг/м³, содержащей 0,1% ПАА. Давление качки увеличивается до 9,8 МПа; - четвертая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1050 кг/м³, содержащей 0,5% ПАА. Давление закачки увеличивается до 10,5 МПа.

Обработка нагнетательной скважины привела к снижению приемистости на 23%, которая при последующей эксплуатации восстанавливалась. Положительно отреагировали две добывающие скважины. Обводненность продукции скважин снизилась от 98,5 до 92,5% и от 90,6 до 71,6%, т.е. на 6 и 19%. Дебиты по нефти увеличились от 2,7 до 4,1 т/сут и от 14,5 до 17,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за шесть месяцев составила 250 и 520 т нефти.

Пример 2. (По предлагаемому способу).

Выбранный участок, имеющий аналогичные в первом примере геолого-промысловые показатели, эксплуатируется одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают 4 оторочки глинистой суспензии: - первая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1050 кг/м³ продавлена 450 м³ водой; - вторая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1100 кг/м³ продавлена 450 м³ водой; - третья оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1150 кг/м³ продавлена 450 м³ водой; - четвертая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1200 кг/м³ продавлена на 450 м³ водой.

Приемистость скважины после обработки снизилась на 37%. Положительно отреагировали также две добывающие скважины. Обводненности продукции от 87,9 и 94,6% снизились до 79,1 и 82,9%, т.е. на 8,8 и 11,7%. Дебиты по нефти увеличились от 3,8 и 4,9 т/сут до 6,3 и 8,0 т/сут. Дополнительная добыча за шесть месяцев - 450 и 560 т нефти.

Применение предлагаемого способа позволило увеличить добычу дополнительной нефти за шесть месяцев на 240 т. Видимо, технологический эффект достигнут за счет более рационального закупоривания обводненных каналов разрабатываемого пласта.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий чередование закачки оторочек глинистой суспензии и воды, отличающийся тем, что плотность глинистой суспензии в оторочках увеличивают последовательно 1050 - 1200 кг/м³.