способ разработки нефтяной залежи с обводненными пропластками

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ОБВОДНЕННЫМИ ПРОПЛАСТКАМИ, включающий закачку в обоводненный пласт гелеобразующего материала, выдержку его в пласте, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину и отбор жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что выдержку гелеобразующего материала осуществляют в течение одних суток, при этом закачку воды производят до момента уменьшения обводненности добываемой жидкости в ближайших добывающих скважинах, после чего производят периодически остановку и запуск в работу нагнетательных скважин, причем в качестве гелеобразующего материала используют следующий состав: 50 70 кг нефелина на 1 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемый при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1]

Недостаток известного способа невысокая эффективность при использовании в неоднородном пласте.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении гипано-формалиновой смеси (ГФС) в качестве водоизоляционного материала [2]

Недостаток известного способа образование твердых частиц в пласте, загрязняющих призабойную зону.

Цель изобретения повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи с обводненными пропластками, включающем закачку в обводненный пласт гелеобразующего материала, выдержку его в пласте, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину и отбор жидкости через добывающую скважину. Гелеобразующий материал выдерживают в течение одних суток. Закачку воды производят до момента уменьшения обводненности добываемой жидкости в ближайших добывающих скважинах. После этого периодически производят остановку и запуск в работу нагнетательных скважин. В качестве гелеобразующего материала используют следующий состав: 50-70 кг нефелина на 1 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты.

Сущность изобретения: сначала приготавливают тампонирующий материал по рецептуре 50-70 кг нефелина на 1 м³ 10%-ного раствора соляной кислоты. Полученный раствор закачивают в нагнетательные скважины. Время выдержки раствора в пласте 1 сут. Возобновляют закачку воды в пласт и ведут до момента снижения обводненности в ближайших добывающих скважинах. После этого периодически проводят остановку и пуск в работу нагнетательных скважин. Продолжительность полуцикла закачки определяют по формуле:

t l²/2 где t время полуцикла закачки, с;

l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной гелереями, м;

средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.

Закачка тампонирующего материала в нагнетательные скважины приведет к изоляции высокопроницаемых пропластков.

Возобновление заводнения будет способствовать вытеснению нефти из низкопроницаемых пропластков. О последнем будет свидетельствовать уменьшение обводненности ближайших добывающих скважин. Последующие периодическая остановка и возобновление закачки приведут к перераспределению градиентов давлений в пласте, что будет способствовать вовлечению в разработку слабодренируемых зон пласта.

Данный способ разработки был опробован на участке залежи пласта Б₂, на котором расположены одна нагнетательная и три добывающих скважины.

Сначала был приготовлен тампонирующий раствор. Необходимый объем 10%-ной соляной кислоты определялся по формуле:

V m (D² d²)h, где V объем кислоты, м³;

D диаметр изоляционного экрана, м;

d диаметр эксплуатационной колонны, м;

h толщина пласта;

m пористость.

Расчет прводился при следующих значениях параметров: D 2 м, d 0,146 м, h 10 м, m 0,2.

Объем кислоты оказался равным 6,2 м³. В этом объеме кислоты растворили 370 кг нефелина. Полученный раствор тщательно перемешали. С помощью агрегата закачали в нагнетательную скважину тампонирующий раствор. Через сутки возобновили закачку воды в нагнетательную скважину. Примерно через месяц начала снижаться обводненность в трех добывающих скважинах.

Определяли время полуцикла закачки воды при l 500 м, 0,1 м²/с, t 15 сут.

Время полуцикла закачки оказалось равным 15 сут.

В первом полуцикле, равном 15 сут, остановили работу нагнетательной скважины. Во втором в течение 15 сут закачивали воду в нагнетательную скважину. Эффективность от проведения предложенного способа составила 16% от годовой добычи участка залежи.

Анализ профилей приемистости нагнетательной скважины, снятых до и после проведения данной технологии, показал, что в процессе разработки вовклекались новые пропластки.

Новизна предлагаемого технического решения заключается в проведении циклического заводнения после начала снижения обводненности добывающих скважин вследствие закачки тампонирующего метариала на основе нефелина.