способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение продуктивных пластов, выравнивание фронта заводнения, изоляцию притока воды к добывающим скважинам и ликвидацию перетоков в нагнетательных и добывающих скважинах, отличающийся тем, что по результатам анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических обследований строят карты изобар двух соседних по разрезу пластов и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, текущие пластовые давления в которых отличаются не менее чем на 10%, по этим же пластам строят карты значений накопленной компенсации отбора жидкости закачкой и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, накопленные компенсации в которых отличаются не менее чем на 10%, сравнивают выявленные в обоих случаях участки и выделяют совпадающие, выделяют все находящиеся на этих участках аварийные, ликвидированные и необследованные скважины и относят их к числу тех, в которых может происходить межпластовый переток флюидов, а не совпадающие участки относят к числу тех, в которых может происходить внутрипластовый переток, вблизи таким образом выделенных скважин на участках пласта с большим текущим пластовым давлением и накопленной компенсацией из числа действующих выбирают скважины, через которые закачивают в этот пласт трассерные жидкости, контроль за появлением которых ведут в действующих скважинах выделенного участка другого пласта, а на не совпадающих участках контроль ведут в действующих скважинах этого же пласта, и в скважины, при закачке в которые трассерных жидкостей наблюдают реакцию скважин другого пласта, закачивают водоизолирующие вещества в объеме, устанавливаемом с учетом параметров, при которых закачивают трассерную жидкость.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с применением заводнения продуктивных пластов.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий обустройство добывающих и нагнетательных скважин, располагаемых с учетом неоднородности пласта, и проведение в процессе их эксплуатации работ по выравниванию фронта вытеснения и изоляции притока воды в добывающие скважины [1,2].

Недостатком известного и аналогичных ему способов является то, что изоляционные работы из-за отсутствия возможности проведения геофизических исследований не проводятся в аварийных и ликвидированных скважинах, а это приводит к таким последствиям, как переток жидкости из одного пласта в другой.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является ликвидация межпластовых и внутрипластовых перетоков на всех скважинах, пробуренных на месторождении, в том числе в аварийных, ликвидированных и необследованных на наличие перетоков.

Для решения поставленной задачи при разработке нефтяной залежи, включающей заводнение продуктивных пластов, выравнивание фронта заводнения, изоляцию притока воды к добывающим скважинам и ликвидацию выявленных перетоков в нагнетательных и добывающих скважинах, дополнительно по результатам анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических исследований строят карты изобар двух соседних по разрезу пластов и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, текущие пластовые давления в которых отличаются не менее чем на 10%, по этим же пластам строят карты значений накопленной компенсации отбора жидкости закачкой и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, накопленные компенсации в которых отличаются не менее чем на 10%, сравнивают выявленные в обоих случаях участки и выделяют те, где имеется совпадение типа отличий, выделяют все находящиеся на этих участках аварийные, ликвидированные и необследованные на наличие перетока скважины и относят их к числу тех, в которых может происходить межпластовый переток флюидов, а на участках с отсутствием совпадений типа отличий их относят к числу тех, в которых может происходить внутрипластовый переток, вблизи таким образом выделенных скважин на участках пласта с большим текущим пластовым давлением и накопленной компенсацией из числа действующих выбирают скважины, через которые закачивают в этот пласт трассерные жидкости, контроль за появлением которых ведут в действующих скважинах выделенного участка другого пласта, а для участков с отсутствием совпадений типа отличий контроль ведут в действующих скважинах этого же пласта, и в скважины, при закачке в которые трассерных жидкостей наблюдается реакция скважин другого пласта, закачивают водоизолирующие вещества в объеме, устанавливаемом с учетом параметров, при которых закачивалась трассерная жидкость.

Способ может быть реализован следующим образом.

Продуктивные пласты вскрывают нагнетательными и добывающими скважинами, располагаемыми согласно принятой схеме разработки месторождения. В процессе разработки осуществляют мероприятия по увеличению охвата заводнением продуктивных пластов и снижению притока воды к добывающим скважинам.

При нарушении равномерности заводнения и появлении более промытых зон в пласте в нагнетательные скважины закачивают вещества, снижающие проницаемость более промытых зон и способствующие выравниванию продвижения фронта вытеснения.

При существенном увеличении воды в добываемой продукции в призабойную зону добывающих скважин закачивают составы, предотвращающие или снижающие приток воды к забоям этих скважин.

В процессе разработки ведется контроль за целостностью цементного камня за колоннами эксплуатационных скважин. При обнаружении межпластовых и внутрипластовых перетоков проводятся работы по их ликвидации. Однако на месторождениях, разрабатываемых много лет (Самотлорское, Аганское и др.), существует большой фонд ликвидированных и аварийных скважин, составляющий порядка 20% от числа пробуренных. Геофизические исследования в таких скважинах провести невозможно, но среди них есть скважины с неликвидированными своевременно, например из-за аварии, или возникшими уже после завершения эксплуатации скважины в результате проникающей коррозии эксплуатационной колонны и гидродинамического разрушения цементного камня межпластовым и внутрипластовым перетоками, приводящими к разбалансировке проектной системы разработки и разубоживанию запасов нефти.

Для выявления таких скважин проводится комплекс работ.

По результатам анализа геолого-геофизических и промыслово-технологических исследований строят карты изобар двух соседних по разрезу пластов и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, текущие пластовые давления в которых отличаются не менее чем на 10%.

По этим же пластам строят карты значений накопленной компенсации отбора жидкости закачкой и выявляют по ним участки с одинаковыми координатами, накопленные компенсации в которых отличаются не менее чем на 10%. При этом оцениваемый временной период выбирается экспортно в зависимости от гидропроводности данного пласта, определенной по известным методикам интерпретации гидродинамических исследований скважин. Чем выше гидропроводность, тем меньше период, но не менее чем три месяца.

Сравнивают выявленные в обоих случаях участки и выделяют те, где имеется совпадение типа отличий. Выделяют все находящиеся на этих участках аварийные, ликвидированные и действующие необследованные скважины и относят их к числу тех, в которых может происходить межпластовый переток флюидов. При отсутствии совпадений типа отличий межпластовый переток считается маловероятным, а внутрипластовый - вероятным.

Вблизи таким образом выделенных скважин на участках пласта с большим текущим пластовым давлением и накопленной компенсацией из числа действующих выбирают скважины, через которые закачивают в этот пласт трассерные жидкости, контроль за появлением которых ведут в действующих скважинах выделенного участка другого пласта. В случае, когда межпластовый переток маловероятен, выбирают близлежащие скважины того же пласта для ликвидации вероятного внутрипластового перетока.

В скважины, при закачке в которые трассерных жидкостей наблюдается реакция (появление трассерной жидкости) скважин другого пласта, а для участков с отсутствием совпадений типа отличий - реакция скважин этого же пласта, закачивают водоизолирующие вещества. Объем закачиваемых оторочек изолирующих веществ устанавливают с учетом параметров, при которых закачивалась трассерная жидкость: объем закачки; скорость продвижения; изменение концентрации в реагирующей скважине.

На одном из участков Самотлорского месторождения добывающие скважины, работающие на объект АВ₄₊₅ , имеют обводненность продукции 90 - 92%, а одна из скважин - 95, что делает ее "подозрительной" на заколонный переток. Геофизические исследования в ней не проводились и не планировались, так как она имела рентабельный текущий дебит по нефти.

Для выявления источника обводненности были построены карты текущего пластового давления и накопленной компенсации по пластам АВ₂₊₃ и АВ₄₊₅, причем с учетом того, что гидропроводность пласта АВ₂₊₃ в районе выделенной "подозрительной" скважины примерно в два раза ниже гидропроводности пласта АВ₄₊₅, в том же районе (около 2510^-11 м³/Пас), для пласта АВ₄₊₅ период расчета накопленной компенсации определен в 6 месяцев, а для пласта АВ₂₊₃ - 12 месяцев.

Анализ на предмет совпадения отличий показал их отсутствие в районе выделенной скважины, то есть текущее пластовое давление в обоих пластах отличается не более чем на 4%, накопленная компенсация на 1%. Таким образом, вероятность межпластового перетока в скважину из пласта АВ₂₊₃ была предположительно исключена. Однако повышенная обводненность продукции (выше 95%) позволила предположить внутрипластовый переток флюидов из обводненной подошвенной части пласта в его кровельную часть.

Для установления факта внутрипластового перетока в выделенной скважине была выбрана близлежащая бездействующая добывающая скважина, в которой перфорацией вскрыта обводненная часть пласта АВ₄₊₅. После определения приемистости, которая составила 200 м³/сут, через интервал перфорации этой скважины (при давлении на устье 90 атм) было закачено 20 м³ трассерной жидкости (раствор 10 кг роданистого аммония с концентрацией 100 мг/л), после чего начаты продавка закаченной смеси в пласт и отбор проб в выделенной скважине с интервалом 10 минут. Через 30 минут индикатор был обнаружен и в дальнейшем пробы отбирались в течение 10 часов с интервалом до 30 минут. По результатам лабораторных исследований концентрация трассера в пласте зафиксирована от 3,4 до 8 мг/л, то есть в среднем в 20 раз ниже первоначальной.

С учетом времени прохождения трассера, изменения его концентрации и расхода жидкости при его продавке количество водоизолирующего состава определено в 60 м³ с продавкой 40 м³ нефти.

В результате проведенных работ удалось частично блокировать внутрипластовый переток в выделенную скважину, что подтверждено результатами последующей эксплуатации этой скважины. Обводненность снизилась с 95 до 90%, а прирост дебита нефти составил 19,4 т/сут. Продолжительность эффекта более года.

Источники информации

1. Справочная книга по добыче нефти/ Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, с. 63.

2. Патент РФ 2099512, МКИ⁷ Е 21 В 43/20, 1996.