способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеродной жидкости, отличающийся тем, что используют суспензию 1,6 - 2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2 - 3 м³/м изолируемого интервала, проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч, когда в порах обводненной части пласта начинает образовываться гель водорастворимого полимера, плавно в течение 1,5 - 2,5 сут. отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимера, суспендированного в не вызывающей набухания жидкости (Патент США N 4328864, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1982 г.).

Известный способ не позволяет значительно повысить охват пласта воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи вследствие того, что закупоривающий материал не удерживается в высокопроницаемой зоне, а выносится из добывающей скважины или растворяется в пласте при работе нагнетательной скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку чередующихся оторочек суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и воды с уменьшением концентрации водорастворимого полимера в каждой последующей оторочке (Авторское свидетельство СССР N 1501597, кл. E 21 B 43/22, опублик 1991 г. - прототип).

Известный способ позволяет закачать водорастворимый полимер в пласт на большую глубину, однако гелеобразование водорастворимого полимера проходит в нестационарных условиях, поэтому адгезия полимера к породе пласта оказывается невысокой и полимер склонен к миграции из скважин. Особенно сильно этот процесс развивается при закачке суспензии водорастворимого полимера в добывающие скважины, при последующей разработке полимер интенсивно выделяется из пласта в скважину и эффективность его воздействия резко снижается. Это приводит к обводненности добываемой продукции и уменьшению нефтеотдачи залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, согласно изобретению, используют суспензию 1,6 - 2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации из расчета 2 - 3 м³/м изолируемого интервала, проводят первую технологическую выдержку, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку и запускают скважину в работу.

Признаками изобретения являются:

1. Отбор нефти через добывающие скважины.

2. Закачка через нагнетательные скважины рабочего агента.

3. Закачка в скважины суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости.

4. Использование суспензии 1,6 - 2,5%-ной концентрации.

5. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости заполнение скважины безводной нефтью.

6. Закачка суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации.

7. То же из расчета 2 - 3 м³/м изолируемого интервала.

8. Проведение первой технологической выдержки.

9. Плавный отбор из скважины объема жидкости, равного закачанному.

10. Проведение второй технологической выдержки.

11. Запуск скважины в работу.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 11 являются естественными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит преимущественное обводнение наиболее проницаемых зон, а в менее проницаемых зонах сохраняются запасы нефти. Закачкой суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и направлением вытесняющих потоков в низкопроницаемые зоны удается повысить нефтеотдачу залежи. Однако водорастворимый полимер непрочно закрепляется в пласте и выходит из скважины при отборе пластовых флюидов, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи належи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Останавливают добывающую скважину. Используют суспензию 1,5 - 2,5%-ной концентрации. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью. Это исключает нежелательный преждевременный контакт водорастворимого полимера с водой. Закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2 - 3 м³/м изолируемого интервала. Спуск колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации способствует вытеснению нефтью остатков воды из скважины. Расход суспензии 2 - 3 м³/м изолируемого интервала определен из практики. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час. В это время в обводненной части пласта под действием оставшейся в порах воды частицы водорастворимого полимера начинают образовывать гель, который частично заполняет каналы водопритоков. Для донасыщения частиц полимера водой и полной закупорки каналов водопритока из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве углеводородной жидкости используют безводную нефть или другие углеводородные жидкости.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2350 м, пластовая температура 76^oC, пластовое давление 19,8 МПа, толщина пласта 36 м, пористость 14%, проницаемость 146 - 362 мД, вязкость нефти 40,26 МПас, плотность нефти 0,884 г/см³, коллектор - неоднородный песчаник с глинистыми пропластками.

Через 5 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду, через 20 добывающих скважин отбирают нефть. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 86% приступают к мероприятиям по повышению нефтеотдачи залежи.

Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 1,6%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3,5 м ниже интервала перфорации, из расчета 3 м³/м изолируемого интервала. Толщина промытой части пласта составляет 4 м. Объем закачки составляет 12 м³. Проводят первую технологическую выдержку в течение 24 час. Из скважины плавно отбирают 12 м³ жидкости в течение 2 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 час и запускают скважину в работу.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2,5%-ной суспензии водорастворимого полимера - частично гидролизованной карбоксиметилцеллюлозы в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3 м ниже интервала перфорации, из расчета 2 м³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 8 м³. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 час. Из скважины плавно отбирают 8 м³ жидкости в течение 1,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 час и запускают скважину в работу.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 4 м ниже интервала перфорации, из расчета 2,5 м³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 10 м³. Проводят первую технологическую выдержку в течение 30 час. Из скважины плавно отбирают 10 м³ жидкости в течение 2,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 30 час и запускают скважину в работу.

Через сутки реализации мероприятий по примерам 1 - 3 отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 30 - 40%.

Применение предложенного способа позволит вовлечь в разработку ранее не охваченные воздействием зоны пласта и повысить нефтеотдачу залежи.