способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в начальный период закачивают полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию.

Описание изобретения к патенту

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородным коллектором.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. Разрабатываемое нефтяное месторождение является неоднородным [2].

Известный способ позволяет отобрать основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с неоднородным коллектором, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в начальный период закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию.

Известные способы разработки нефтяных месторождений позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, что снижает ее нефтеотдачу В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в циклическом режиме и проводят периодическую закачку раствора полимера. Проводят отбор нефти через добывающие скважины. В начальный период закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин. Затем закачивают через нагнетательные скважины полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки. Определяют скорость нарастания обводненности по каждой добывающей скважине. В период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию.

При определении скорости нарастания обводненности изменение обводненности в % за определенный период делят на время, например годы.

В качестве раствора полимера используют раствор полиакриламида со сшивателем, например сульфатом аммония.

Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9%; проницаемость 0,5 мкм²; нефтенасыщенность 61,1%; абсолютная отметка водонефтяного контакта 1200 м; средняя нефтенасыщенная толщина 4 м; пластовая температура 25^oC; параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м³; вязкость 16 мПас; давление насыщения 1,8 МПа; газосодержание 15,2 м³/т; содержание серы 3,64%.

Залежь разрабатывают по трехрядной системе с расстоянием между рядами и скважинами 500 м. На залежи выделяют участок разработки с 3 добывающими скважинами (1д, 2д, 3д) и 2 нагнетательными скважинами (1н, 2н). Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент - воду в режиме: 15 сут закачка, 15 сут простой. Балансовые запасы участка разработки составляют 450 тыс. т. Через нагнетательные скважины 1н и 2н закачивают рабочий агент соответственно в объеме 150 и 500 м³/сут при давлении на устье 12 МПа. Дебиты добывающих скважин составляют: 1д - 5 т/сут, 2д - 25 т/сут, 3д - 10 т/сут. Скорости нарастания обводненности составляют: 1д - 8%, 2д - 26%, 3д - 17% в год. Из приведенных данных следует, что пласт является неоднородным.

Средняя обводненность добываемой продукции по участку после отбора 30% от балансовых запасов составляет 85%. Эти данные свидетельствуют о том, что вытеснение водой привело к ускоренной выработке отдельных малотолщинных высокопроницаемых прослоев и обводнению продукции добывающих скважин. При этом основная нефтенасыщенная толща пласта вырабатывается чрезвычайно медленными темпами, а наиболее низкопроницаемые слои вероятно вообще выключены из разработки.

Для отбора нефти из низкопроницаемых прослоев принята технология закачки в течение 3 лет сшитых полимерных систем циклически 2 цикла в год из расчета 9 т полиакриламида в год на одну скважину. В качестве сшивающего агента используют сульфат аммония. Концентрацию сшивателя и полимера устанавливают 1: 1. Общий объем годовой закачки полиакриламида составляет 18 т, сульфата аммония 18 т. Закачку ведут, дозируя раствор полиакриламида в разводящий водовод от кустовой насосной станции. Подачу сшивателя осуществляют на устье нагнетательной скважины с помощью передвижной насосной установки с использованием турбулизатора потока.

В начальном периоде цикла закачивают 100 м³ оторочки полимерного раствора 0,5%-ной концентрации со сшивателем при давлении на выходе кустовой насосной станции 6 МПа. Приемистость скважины 1н при таком давлении практически равна нулю и раствор поступает в пласт через нагнетательную скважину 2н. Раствор продавливают водой в объеме 200 м³. Скважину останавливают на технологическую выдержку для гелеобразования на 3 сут. После технологической выдержки приемистость скважины снизилась до 150 м³/сут. Затем в скважины закачивают оставшийся расчетный объем раствора полиакриламида с сульфатом аммония при помощи кустовой насосной станции через общую систему подводящих и разводящих водоводов к нагнетательным скважинам с постепенным набором рабочего давления закачки 8-10 МПа и с концентрацией полимерного раствора 0,1%. После этого переходят к закачке рабочего агента. Работы по следующим циклам закачки проводят аналогично.

В периоды простоя нагнетательных скважин из добывающих скважин 2д и 3д, имеющих большую скорость нарастания обводненности, форсированно отбирают жидкость.

В результате проведенных работ обводненность скважин снизилась на 20% и составила 65%. За счет увеличения охвата пласта заводнением с 0.75 до 0,85 нефтеизвлечение повысилось на 7%. Дополнительная добыча составила 32 тыс. т.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений.

Источники информации

1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с. 102-103.

2. Патент РФ N 2065937. кл. E 21 B 43/20, опублик. 1996 г. - прототип.