способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающий разбуривание ее пересекающимися рядами нагнетательных скважин, образующих замкнутые контуры нагнетания, размещенные внутри контура добывающих скважин с установлением зоны стягивания, добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на тот период нагнетательных скважин, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемыми включениями в добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление обводненных высокопроницаемых зон пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздних стадиях эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий циклы воздействия путем изменения объемов закачки вытесняющего агента через нагнетательные скважины и изменение отбора жидкости через добывающие скважины, причем закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины осуществляют одновременно с прекращением отбора жидкости через высокообводненные добывающие скважины, а в период полуцикла прекращения нагнетания вытесняющего агента производят форсированный отбор жидкости через добывающие скважины [1].

Известен способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий разбуривание ее пересекающими рядами нагнетательных скважин, образующих контур нагнетания и работающих попеременно, размещение добывающих скважин внутри контура нагнетания с образованием зоны стягивания, причем добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин [2].

Недостатком способа является его невысокая эффективность вследствие того, что эффект циклирования работы скважин с периодической остановкой добывающих скважин не проявляется после образования промытых зон, основная масса вытесняющего агента фильтруется по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины, произвольно расположенные в коллекторе.

В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный комплексный способ разработки нефтяной залежи, позволяющий за счет перераспределения фильтрационных потоков более полно извлечь нефть из зон, слабо охваченных воздействием, и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающего разбуривание ее пересекающими рядами нагнетательных скважин, образующих замкнутые контуры нагнетания и работающих попеременно, размещение внутри контура добывающих скважин с установлением зоны стягивания, добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания, включают в работу периодически так, что в каждый период в работу включают те скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие, причем, при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемыми включениями в добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление обводненных высокопроницаемых зон пласта.

При разработке нефтяной залежи выделяют зоны с невыработанными запасами нефти, размещают в них пересекающиеся ряды нагнетательных скважине таким образом, что они образуют замкнутые контуры нагнетания. Размещают внутри контура нагнетания добывающие скважины с образованием зоны стягивания. Проводят циклическую закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, которые периодически и поочередно включают в работу и выключают. Через добывающие скважины ведут отбор нефти, они работают циклически - в каждый период времени работают те добывающие скважины, которые находятся в зоне влияния остановленных на этот период нагнетательных скважин. За счет создания контура высокого давления потоки нефти движутся к центру, увеличивая ее добычу.

При разработке нефтяной залежи присутствие низкопроницаемых включений, расположенных произвольно относительно добывающих и нагнетательных скважин, не позволяет равномерно подвести фронт вытеснения к добывающим скважинам, расположенным в зоне стягивания. Также, закачиваемый вытесняющий агент по узкому пространству может прорваться в зону стягивания и преждевременно заводнить пласт. Для предотвращения указанных явлений устанавливают гидродинамическую связь между сильно обводненными добывающими скважинами и нагнетательными, расположенными в зоне влияния этих добывающих скважин, В добывающие скважины, расположенные между контуром нагнетания и зоной стягивания и достигшие предельной обводненности, и в нагнетательные скважины, расположенные в зоне влияния этих добывающих скважин, закачивают химреагенты, повышающие фильтрационное сопротивление. В качестве химреагентов могут быть использованы, например, полимердисперсные системы (ПДС), ПДС с хлоридом алюминия, гипано-солянокислотные смеси и другие, которые после закачки в неоднородные сильно обводненные пласты за счет повышения фильтрационного сопротивления в высокообводнившихся зонах позволяют изменить направление движения закачиваемого вытесняющего агента.

Закачку ПДС осуществляют по РД 39-5765678-259-88Р, ПДС с хлоридом алюминия по "Инструкции по применению технологии воздействия на водонефтяные пласты полимердисперсными системами с гелеобразующими композициями", водоизолирующей композиции, состоящей из многовалентных металлов и щелочного стока производства капролактама, по РД 39-202-2-94.

В промысловых условиях способ осуществляется следующим образом.

На конкретной залежи площадью 260 га размещают пять параллельных рядов нагнетательных скважин с расстоянием между рядами 550 м. Между рядами нагнетательных скважин через каждые 6 - 8 скважин размещают дополнительные ряды нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно основным рядам нагнетательных скважин, которые с основными рядами образуют контур нагнетания. Внутри контура нагнетания располагают различное количество (20 - 30) добывающих скважин, на которых устанавливают забойное давление, близкое к давлению насыщения нефти газом. Внешняя граница этих добывающих составляет зону стягивания. Между контуром нагнетания и зоной стягивания размещают 15 - 25 добывающих скважин. Устанавливают циклический режим работы нагнетательных скважин, а режим работы части добывающих скважин зависит от режима работы нагнетательных скважин, т.е. в режиме циклического воздействия с остановками и повторными запусками нагнетательных и добывающих скважин.

При прогрессирующем обводнении любой добывающей скважины, указывающем на прорыв вытесняющего агента в направлении зоны стягивания, производится локальное воздействие на этот высокопроницаемый или трещиноватый участок путем закачивания реагентов, создающих остаточный фактор сопротивления для ограничения движения вытесняющего агента, в виде оторочек от 0,05 до 0,15 от объема пор. Закачку реагентов производят как в добывающие скважины, так и в нагнетательные, находящиеся в зоне влияния этих добывающих скважин. Количество закачиваемых реагентов определяют согласно действующим РД по закачке данных реагентов. Основными критериями технологии закачки химреагентов является приемистость скважин, толщина обводненного пропластка и давление нагнетания, превышающее не более чем на 25% начальное давление, но не выше давления опрессовки колонн.

Затем после закачки необходимого количества химреагентов нагнетательные и добывающие скважины работают в прежнем режиме.

Проведенные мероприятия приводят к выравниванию всего фронта вытеснения к зоне стягивания.

После нескольких лет разработки при обводненности нефти в добывающих скважинах более 80% производят уменьшение зоны стягивания до 5 - 10% добывающих скважин.

Заявляемое изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами: позволяет избирательно воздействовать на отдельные участки залежи с промытыми зонами и предотвратить преждевременный прорыв воды в зону стягивания нефти; сокращаются объемы закачки дорогостоящего полиакриламида; за счет комплексного воздействия на залежь увеличивается коэффициент нефтеотдачи с 0,47% до 10,2 - 23,1%.

Источники информации

1. A.с. N 1553658, кл. E 21 B 43/20, 1990.

2. A.с. N 1825395, кл. E 21 B 43/30, 1993.