Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с целью повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции скважин и уменьшения объемов попутно добываемой воды. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи за счет более полного вовлечения в процесс разработки невыработанных нефтесодержащих прослоев, находящихся в заводненной части пласта за счет зонального селективного воздействия на коллектор через добывающие и нагнетательные скважины. Сущность изобретения: в соответствии со способом закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Выбирают добывающую скважину с максимальной обводненностью. К ней определяют ту нагнетательную скважину, которая имеет наибольший коэффициент корреляции между ее приемистостью и дебитом жидкости выбранной добывающей скважины. Останавливают все остальные добывающие скважины, имеющие гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной. Осуществляют закачку эмульсеобразующего состава в нагнетательную скважину и выбранную добывающую скважину с максимальной обводненностью. Запускают все остановленные скважины в работу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с целью повышения нефтеотдачи пласта, снижения обводненности добываемой продукции скважин и уменьшения объемов попутно добываемой воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий одновременную изоляцию одноименных выработанных пропластков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, причем в добывающие скважины закачивают изолирующий гелеобразующий состав, а в нагнетательные скважины - осадкообразующий состав (патент РФ 2114286, Е 21 В 43/20). Данный способ недостаточно эффективен, так как предполагает изоляцию "выработанных" пропластков закачкой через все нагнетательные и добывающие скважины изолирующих составов. Однако известно, что пласты вырабатываются закачкой воды лишь на 30-60%.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента и раствора полимерного материала через нагнетательные скважины, определение добывающей скважины, к которой с наибольшей скоростью проходит рабочий агент от нагнетательной скважины, и одновременное закачивание раствора полимерного материала через нагнетательную и добывающую скважину (патент РФ 95108721, Е 21 В 43/20).

Данный способ, повышая вязкость рабочего агента, не обладает селективностью воздействия на коллектор (проницаемость) и обеспечивает лишь временный эффект за счет повышения коэффициента вытеснения, незначительно влияя на коэффициент охвата пласта заводнением. Таким образом, в заводненном объеме пласта отдельные прослои оказываются невыработанными и не охваченными процессами воздействия.

Цель изобретения - увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи за счет более полного вовлечения в процесс разработки невыработанных нефтесодержащих прослоев, находящихся в заводненной части пласта, за счет зонального селективного воздействия на коллектор через добывающие и нагнетательные скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами и закачку водоизолирующего материала одновременно через нагнетательную и выбранную добывающую скважины, выбирают добывающую скважину с максимальной обводненностью, определяют нагнетательную скважину, имеющую наибольший коэффициент корреляции между ее приемистостью и дебитом жидкости выбранной добывающей скважины, останавливают все остальные добывающие скважины, имеющие значимые коэффициенты корреляции между приемистостью ранее определенной нагнетательной скважины и дебитами этих добывающих скважин, после восстановления в них пластового давления осуществляют закачку эмульсеобразующего состава через нагнетательную скважину, останавливают нагнетательную скважину на время реагирования закачанных и продавленных в пласт реагентов, составляющее не менее 3 суток, далее еще через сутки останавливают ранее выбранную добывающую скважину с максимальной обводненностью, осуществляют через нее закачку в пласт эмульсеобразующего состава и оставляют в бездействии на сутки на структурообразование образовавшейся в пласте эмульсии, затем запускают все остановленные скважины в работу.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат.

Для извлечения нефти из застойных и слабодренируемых зон и увеличения полноты выработки нефтяной залежи, т. е. увеличения нефтеотдачи пластов, способствуют действия, предпринимаемые согласно предложенному изобретению.

Выбирают добывающую скважину с максимальной обводненностью, к ней определяется та нагнетательная скважина, которая имеет наибольший коэффициент корреляции между ее приемистостью и дебитом жидкости выбранной добывающей скважины. Останавливают добывающие скважины, имеющие гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной. Закачку осуществляют в нагнетательную скважину и выбранную добывающую скважину с максимальной обводненностью.

В результате закачку реагентов осуществляют в подконтрольном направлении. Также не снижается проницаемость пласта в направлении других добывающих скважин, т. е. сохраняются дебиты менее обводненных скважин. Закачиваемые рабочие растворы направляют в зону с максимальной проводимостью для воды, при этом эффективность воздействия достигается при закачке относительно небольших объемов реагентов.

Таким образом, в результате проведенных технологических операций происходит повышение эффективности данного воздействия.

Предлагаемый способ обеспечивает последовательное селективное снижение проницаемости промытых зон пласта и вовлечение в разработку невыработанных и не охваченных процессом воздействия прослоев.

Пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: глубина залегания - 2500 м, проницаемость - 0,704 мкм², пористость - 22%, коэффициент нефтенасыщенности - 0,89, пластовая температура - 24^oС, плотность нефти в пластовых условиях - 0,870 г/см³, тип коллектора - поровый, коэффициент расчлененности - 1,19.

Выбирают добывающую скважину с максимальной обводненностью добываемой продукции 0,98. Находят нагнетательную скважину с максимальным коэффициентом корреляции (0,91) между дебитом выбранной скважины и приемистостью данной нагнетательной скважины. Затем определяют очаг воздействия нагнетательной скважины, в рассматриваемом случае четыре добывающие скважины, имеющие коэффициенты корреляции между приемистостью выбранной нагнетательной скважины и дебитами добывающих скважин от 0,6 до 0,8. Останавливают все добывающие скважины очага воздействия, кроме скважины с максимальной обводненностью продукции.

Готовят рабочий гелеобразующий раствор и с помощью агрегата ЦА-320 закачивают в нагнетательную скважину. Останавливают нагнетательную скважину на время реагирования закачанных и продавленных в пласт реагентов, составляющее не менее трех суток. Далее еще через одни сутки останавливают выбранную добывающую скважину с максимальной обводненностью и осуществляют через нее закачку в пласт эмульсеобразующего состава. Останавливают обработанную добывающую скважину на одни сутки на структурообразование образовавшейся в пласте эмульсии. Затем все остановленные скважины очага воздействия запускают в работу.

В результате проведенных мероприятий эффективность предложенного способа составила 6300 т дополнительной добычи нефти (за 19 месяцев). Произошло значительное снижение обводненности добываемой продукции обработанной скважины до 60%, причем дебиты других добывающих скважин нефтяной залежи не изменились.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежей с зонально неоднородными коллекторами на 2-4 пункта.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение гидродинамической связи между добывающими скважинами и нагнетательными скважинами и закачку водоизолирующего материала одновременно через нагнетательную и выбранную добывающую скважины, отличающийся тем, что выбирают добывающую скважину с максимальной обводненностью, определяют нагнетательную скважину, имеющую наибольший коэффициент корреляции между ее приемистостью и дебитом жидкости выбранной добывающей скважины, останавливают все остальные добывающие скважины, имеющие значимые коэффициенты корреляции между приемистостью ранее определенной нагнетательной скважины и дебитами этих добывающих скважин, после восстановления в них пластового давления осуществляют закачку гелеобразующего состава через нагнетательную скважину, останавливают нагнетательную скважину на время реагирования закачанных и продавленных в пласт реагентов, составляющее не менее 3-х суток, далее еще через 1 сутки останавливают ранее выбранную добывающую скважину с максимальной обводненностью, осуществляют через нее закачку в пласт эмульсеобразующего состава и оставляют в бездействии на 1 сутки на структурообразование образовавшейся в пласте эмульсии, затем запускают все остановленные скважины в работу.