Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличения охвата пластов заводнением. В способе разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины, закрытие добывающей скважины при достижении обводненности пласта, закачку в нагнетательную скважину оторочки раствора поверхностно-активных веществ ПАВ, проталкивание ее по пласту водой, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, закрывают при достижении обводненности пласта 50-99%, в нагнетательную скважину закачивают оторочку полимера и проталкивают по пласту водой, затем закрывают добывающие скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и открывают добывающую скважину в глинистом коллекторе, оторочку раствора ПАВ в нагнетательную скважину проталкивают высокоминерализованной пластовой водой, после чего открывают скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и производят отбор продукции из всех добывающих скважин при циклической закачке высокоминерализованной воды. В качестве полимера могут использовать сшитые полимерные системы, а в качестве ПАВ - композиции на основе неионогенных и анионоактивных веществ. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 4 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может использоваться при разработке обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, предусматривающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины [см. кн. Сургучева М.Л. "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов", М., "Недра", 1985 г.].

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закрытие добывающей скважины при достижении достаточной обводненности, закачку в нагнетательные скважины раствора ПАВ в виде оторочки, проталкивание ее по пласту водой, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины [см. а. с. СССР 1565130, Е 21 В 43/22, 20.04.1996, 4 с.] .

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет вовлечения в разработку глинистых коллекторов и увеличение охвата пластов заводнением.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины, закрытие добывающей скважины при достижении обводненности пласта, закачку в нагнетательную скважину оторочки раствора поверхностно-активных веществ ПАВ, проталкивание ее по пласту водой, добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, закрывают при достижении обводненности пласта 50-99%, в нагнетательную скважину закачивают оторочку полимера и проталкивают по пласту водой, затем закрывают добывающие скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и открывают добывающую скважину в глинистом коллекторе, оторочку раствора ПАВ в нагнетательную скважину проталкивают высокоминерализованной пластовой водой, после чего открывают скважины, находящиеся во взаимовлянии, и производят отбор продукции из всех добывающих скважин при циклической закачке высокоминерализованной воды.

В качестве полимера могут использовать сшитые полимерные системы, а в качестве ПАВ - композиции на основе неионогенных и анионоактивных веществ.

На фиг. 1 представлена общая схема разработки зонально-неоднородного месторождения.

На фиг. 2, 3, 4 показана схема последовательной закачки реагентов (полимера и ПАВ) и работа скважин, расположенных в коллекторах (высокопроницаемых зонах) различного типа по предлагаемому способу.

На фиг. 1-4 показаны: нагнетательная скважина 1, добывающие скважины 2, 3, 4, 5, при этом скважины 3, 4, 5 расположены в высокопроницаемых зонах терригенных коллекторов 7, а скважина 2 расположена непосредственно в глинистой зоне пласта 6; а также фронт вытеснения полимером 8 и ПАВом 9.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Месторождение, представленное зонально-неоднородным пластом с глинистым коллектором 6, разбуривают сеткой нагнетательной 1 и добывающих 2, 3, 4, 5 скважин, осуществляют их обустройство и скважины вводят в эксплуатацию (фиг. 1). В процессе бурения и эксплуатации проводят исследование скважин, определяют параметры пластов, производят замеры дебитов скважин, отбирают пробы продукции скважин и определяют обводненность. При достижении обводненности 50-90% добывающие скважины переводят под периодический отбор продукции, а нагнетательную - под циклическую закачку вытесняющего агента.

В результате проведенных работ было установлено, что глинистые составляющие породы пласта при контакте с водой разбухают и со временем дебит добывающей скважины, расположенной в глинистых зонах пласта, "затухает", т.е. глинистая зона пласта после отбора определенного количества нефти оказывается неохваченной воздействием.

Для создания необходимых высоких уровней фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах пласта 7 закачивают полимеры, например, сшитые полимерные системы (СПС), которые при контакте с породой пласта способны образовывать микрогелевые частицы. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта рассчитывается объем оторочки СПС, обладающей регулирующими свойствами и переходящей в стабильный гидрогель в пластовых условиях, обладающей связывающей, смачивающей и адгезионной способностью.

На установке по приготовлению полимерного раствора нарабатывается раствор с заданной концентрацией, поступающий в накопительную емкость, откуда он насосами высокого давления откачивается в водовод нагнетательной скважины. Сшивающий агент заданной концентрации готовится непосредственно на месте проведения работ с использованием растворных и расходных баков. Откачка его производится путем подачи на прием насоса высокого давления одновременно с полимерным раствором. Для лучшего перемешивания за местами врезки устанавливаются стационарные турбулизаторы (завихрители потока). После проведения технологического цикла закачки полимерного раствора со сшивателем (СПС) закачивается промежуточный буфер из пресной воды для продавливания полимерной оторочки в пласт на требуемое расстояние.

Местоположение "пробки" регулируется в пространстве и во времени. Необходимое расстояние установки "пробки" зависит от многих факторов. В начальной стадии эксплуатация месторождения "пробка" может быть установлена на расстоянии 1/3 расстояния от нагнетательной скважины проектной сетки скважин. При значительной обводненности добываемой продукции добывающих скважин "пробка" проталкивается за середину расстояния между скважинами. За счет хорошей адгезионной способности полимерный раствор (8) блокирует высокопроводящие каналы 7. Для эффективного использования полимерного раствора добывающую скважину 2, находящуюся в глинистой зоне пласта 6, останавливают во время закачки реагента. Полимерный раствор направляется в высокопроницаемые зоны пласта 7 (фиг.2).

После закачки расчетного объема оторочки полимерной системы и продавливания ее в пласт водой производится нагнетание оторочки поверхностно-активных веществ (фиг.3). При использовании ПАВ происходит восстановление проницаемости заглинизированной части пласта, ухудшенной вследствие взаимодействия нагнетаемой воды с частицами внутрипоровой глины. Благоприятными факторами при закачке ПАВ являются отмыв пленочной нефти, гидрофилизации поверхности породы, снижение набухаемости глинистых минералов. Выяснено, что наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и анионоактивных ПАВ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные ПАВ. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионоактивных (высокая поверхностная активность) ПАВ. Такие составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода" до 10^-2-10^-3 мН/м.

После закачки оторочки ПАВ производят закачку высокоминерализованной воды. При закачке оторочки ПАВ и минерализованной воды добывающие скважины 3, 4, 5, находящиеся во взаимовлиянии, останавливают, а добывающую скважину 2, находящуюся в глинистом коллекторе 6, открывают, в результате происходит перераспределение сил воздействия на поровые каналы пласта и фильтрационный поток направляется к глиносодержащей зоне пласта (фиг.3).

Активизация капиллярных и диффузионных процессов вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и породой пласта и уменьшения краевых углов смачивания приводит к уменьшению фильтрационного сопротивления глиносодержащей зоны пласта (6) и повышению охвата заводнением.

Использование в качестве вытесняющего агента в последующем своей высокоминерализованной пластовой воды позволяет предотвратить изменение проницаемости глиносодержащей зоны пласта.

Затем открывают добывающие скважины 3, 4, 5, находящиеся во взаимовлиянии, и производят отбор продукции при циклической закачке высокоминерализованной воды из всех добывающих скважин (фиг. 4).

Проведенные испытания показали, что использование предлагаемого способа разработки зонально-неоднородного месторождения с глинистыми коллекторами позволяет повысить эффективность вытеснения нефти и обводненного пласта, за счет увеличения охвата пласта заводнением, в частности, вовлечения в разработку глинистых коллекторов.

Пример конкретного выполнения. Участок месторождения нефти в терригенных коллекторах с глинистой зоной коллектора (фиг.1) разбурен одной нагнетательной 1 и четырьмя добывающими 2-5 скважинами. Расстояние между скважинами составляет 500 м. Скважины бурением вскрыли пласт на глубине 1700 м с нефтенасыщенной толщиной 9 м. Балансовые запасы, подсчитанные объемным методом, составляют 200 тыс. т. Добывающие скважины были пущены под отбор, а нагнетательная - под закачку с пресной водой.

При достижении обводненности 88-95% добывающие скважины перевели под периодический отбор продукции, а нагнетательную скважину (1) - под циклическую закачку вытесняющего агента.

Замеры дебитов показали, что скважина 2, вскрывшая пласт с объемной глинистостью 10%, из-за взаимодействия закачиваемой воды с глинистыми составляющими коллектора пласта снизила свою производительность по сравнению с первоначальной в 24 раза. Если первоначальный дебит скважины составлял 12 т/сут, то после начала ее обводнения пресной водой - 0,5 т/сут. Глинистая зона пласта после отбора 2 тыс. т нефти оказалось неохваченной воздействием.

Для снижения обводненности в продукции скважин в нагнетательную скважину (1) произвели закачку оторочки "сшитой" полимерной системы 0,05% концентрации в объеме 20% от объема пор. После проведения технологического цикла закачки полимерного раствора со сшивателем композиция была продавлена в пласт на расстояние 100 м от нагнетательной скважины путем закачки воды в объеме 50 тыс. м³. По добывающим скважинам произошло снижение процента воды в продукции (фиг.2) за счет блокирования высокопроводящих каналов.

Затем произвели нагнетание оторочки композиции ПАВ из неионогенных и анионоактивных веществ 5% концентрации (фиг.3). Потребное количество ПАВ в пересчете на сухое вещество составило 25 т. После закачки поверхностно-активных веществ нагнетательная скважина была оборудована под закачку высокоминерализованной пластовой воды. Дебит скважины, находящейся в глинистой зоне пласта, возрос до 12 т/сут (фиг.4), и за счет вовлечения в разработку глинистой зоны пласта произошло увеличение охвата пласта заводнением. Нефтесодержание в продукции скважины 2 увеличилось, замедлилась скорость нарастания обводненности.

Результаты исследований приведены в таблице.

Из таблицы видно, что охват пласта увеличился с 71% (прототип) до 86% по предлагаемому способу и, как следствие, увеличился коэффициент нефтеизвлечения на 12%, при этом расчетная зональная неоднородность уменьшилась на 3 единицы.

Формула изобретения

1. Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку воды и периодический отбор продукции через добывающие скважины, закрытие добывающей скважины при достижении обводненности пласта, закачку в нагнетательную скважину оторочки раствора поверхностно-активных веществ ПАВ, проталкивание ее по пласту водой, отличающийся тем, что добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, закрывают при достижении обводненности пласта 50-99%, в нагнетательную скважину закачивают оторочку полимера и проталкивают по пласту водой, затем закрывают добывающие скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и открывают добывающую скважину в глинистом коллекторе, оторочку раствора ПАВ в нагнетательную скважину проталкивают высокоминерализованной пластовой водой, после чего открывают скважины, находящиеся во взаимовлиянии, и производят отбор продукции из всех добывающих скважин при циклической закачке высокоминерализованной воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют сшитые полимерные системы, а в качестве ПАВ - композиции на основе неионогенных и анионоактивных веществ.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5