способ повышения выработки продуктивных нефтяных пластов

Формула изобретения

Способ повышения выработки продуктивных нефтяных пластов, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, отличающийся тем, что перед переводом добывающих скважин в нагнетательные в скважины закачивают вязкоупругий состав при давлении выше давления, при котором скважина принимает, на 5 - 20%, проводят технологическую выдержку и определяют давление приемистости скважины, при давлении приемистости выше давления закачки вязкоупругого состава переходят к закачке рабочего агента, при давлении закачки ниже давления закачки вязкоупругого состава повторяют закачку вязкоупругого состава и технологическую выдержку.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с обводненными продуктивными пластами, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, определение контура обводненности обводнившейся части пласта, максимальное снижение пластового давления внутри контура обводненности и закачку раствора полимера в скважины по контуру обводненности [1].

Применение способа практически не приводит к вовлечению в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ повышения выработки продуктивных нефтяных пластов, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные [2].

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в низкопроницаемых зонах залежи. Нефтеотдача залежи невелика.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе повышения выработки продуктивных нефтяных пластов, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, согласно изобретению перед переводом добывающих скважин в нагнетательные в скважины закачивают вязкоупругий состав при давлении, выше давления, при котором скважина принимает, на 5 - 20%, проводят технологическую выдержку и определяют давление приемистости скважины, при давлении приемистости выше давления закачки вязкоупругого состава переходят к закачке рабочего агента, при давлении закачки ниже давления закачки вязкоупругого состава повторяют закачку вязкоупругого состава и технологическую выдержку.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2. отбор нефти через добывающие скважины;

3. перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные;

4. перед переводом добывающих скважин в нагнетательные в скважины закачка вязкоупругого при давлении, выше давления, при котором скважина принимает, на 5 - 20%;

5. проведение технологической выдержки;

6. определение давления приемистости скважины;

7 при давлении приемистости выше давления закачки вязкоупругого состава переход в закачке рабочего агента;

8. при давлении закачки ниже давления закачки вязкоупругого состава повтор закачки вязкоупругого состава и технологической выдержки.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При разработке неоднородной нефтяной залежи вырабатывается, в основном, запасы в высокопроницаемых зонах. В эти зоны поступает рабочий агент (вода заводнения). Добывающие скважины, расположенные в этих зонах, обводняются в первую очередь. Перевод полностью обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные и закачка через них рабочего агента способствует повышению нефтеотдачи залежи, поскольку меняет направления потока в пласте и способствует вытеснению нефти из низкопроницаемых и застойных зон. Однако эффект от этого оказывается не столь велик, как это можно было бы ожидать. Существенного увеличения нефтеотдачи удается достичь при закачке вязкоупругого состава в обводнившиеся добывающие скважины перед их переводом в нагнетательные. Давление закачки вязкоупругого состава в этом случае устанавливают минимальным, т. е. таким, при котором скважина начинает принимать закачиваемую жидкость. Для практики критерий давления закачки вязкоупругого состава устанавливают на 5 - 20% выше давления, при котором скважина принимает. После закачки вязкоупругого состава проводят технологическую выдержку для структурирования состава и кольматирования высокопроницаемых зон залежи.

После этого определяют давление приемистости скважины, при давлении приемистости выше давления закачки вязкоупругого состава переходят к закачке рабочего агента, т.е. к разработке залежи. При давлении закачки ниже давления закачки вязкоупругого состава повторяют закачку вязкоупругого состава и технологическую выдержку до достижения давления приемистости скважины выше давления закачки вязкоупругого состава.

Свойства вязкоупругого состава регулируют концентрацией компонентов. Возможно применение вязкоупругого состава от высокоподвижного до неподвижного в зависимости от перепада давления в пласте, толщины пласта, проницаемости и т.п. Закачиваемый состав обладает низкой вязкостью порядка 2 - 50 МПа и фильтруется, в основном, по высокопроницаемым зонам.

Применение минимального давлении закачки также способствует поступлению вязкоупругого состава в высокопроницаемые зоны залежи.

В результате таких действий изменяется гидродинамика фильтрационных потоков пластовых жидкостей. В зоне структурирования вязкоупругого состава, т. е. в зоне отключения выработанной части пласта, резко увеличиваются сопротивления фильтрационным потокам. Закачиваемая для вытеснения жидкость будет вытеснять нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных в разработке. В результате снижается обводненность ближайших добывающих скважин, нефтеотдача залежи возрастает.

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На поздней стадии разработки залежи при обводненности добываемой продукции порядка 99% выполняют перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. Перед этим в переводимые скважины закачивают вязкоупругий состав при давлении, выше давления, при котором скважина принимает, на 5 - 20%. Проводят технологическую выдержку и определяют давление приемистости скважины. При давлении приемистости выше давления закачки вязкоупругого состава переходят к закачке рабочего агента. При давлении закачки ниже давления закачки вязкоупругого состава повторяют закачку вязкоупругого состава и технологическую выдержку.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700-1900 м, мощность пластов 0 3-6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36^oC, пористость 18-22%, проницаемость 300-800 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях - 5 мПас. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 30 нагнетательных скважин. На поздней стадии разработки выделяют участок из 6 добывающих и 1 нагнетательной скважины. В трех добывающих скважинах обводненность добываемой продукции достигла 99,7%. Эти скважины намечены к переводу в нагнетательные. Скважины эксплуатируются по верхним и нижним пластам и обводнены, в основном, по нижним пластам. Запасы нефти сосредоточены в верхних пластах.

Через первую добывающую скважину в нижние пласты закачивают вязкоупругий состав, включающий оксиэтилцеллюлозу и воду в соотношении 1:99 по массе, в объеме 100 м³. Давление приемистости на устье скважины составляет 10 МПа. Закачку ведут под давлением 10,5 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 3 сут. Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости равно 10,2 МПа, т.е. ниже давления закачки вязкоупругого состава. Повторяют закачку вязкоупругого состава и технологическую выдержку. Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости равно 10,6 МПа, т.е. выше давления закачки вязкоупругого состава. Переходят к закачке рабочего агента через скважину.

Через добывающую скважину в нижние пласты закачивают вязкоупругий состав, включающий полиоксиэтилен, глинопорошок и воду в соотношении соответственно 0,01: 10: 89,99 по массе, в объеме 1000 м³. Давление приемистости на устье скважины составляет 10 МПа. Закачку ведут под давлением 12 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут. Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости равно 12,2 МПа, т.е. выше давления закачки вязкоупругого состава. Переходят к закачке рабочего агента через скважину.

Через третью добывающую скважину в нижние пласты закачивают вязкоупругий состав, включающий полиакриламид, ацетат хрома и воду в соотношении соответственно 0,15:0,015:99,835 по массе, в объеме 2000 м³. Давление приемистости на устье скважины составляет 11 МПа. Закачку ведут под давлением 12,3 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 4 сут. Определяют давление приемистости скважины. Давление приемистости равно 12,5 МПа, т.е. выше давления закачки вязкоупругого состава. Переходят в закачке рабочего агента через скважину.

В результате эксплуатации 3 добывающих скважин за год дополнительно добыто 3200 т нефти. Обводненность нефти в ближайших 3 добывающих скважинах снизилось с 60 - 80% до 40 - 70%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР N 1633872, кл. E 21 B 43/20, опубл. 1990 г.

2. Р. Х. Муслимов и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторожднения, М., ВНИИОЭНГ, 1996, с. 236 - 241 - прототип.