способ разработки нефтяной залежи
Классы МПК: | E21B43/22 с применением химикалий или бактерий |
Автор(ы): | Хисамов Р.С., Тазиева Э.М., Лапицкий В.И., Фролов А.И. |
Патентообладатель(и): | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" |
Приоритеты: |
подача заявки:
1997-05-29 публикация патента:
27.02.1998 |
По способу разработки нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. На поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В них определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи. При этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров. 1 з.п.ф-лы.
Формула изобретения
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров:Ki / Kср Mi / Mср,
где Ki коэффициент продуктивности i-й скважины, м3/сут. МПа;
Kср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м3/сут. МПа;
Mi вязкость закачиваемого раствора в i-й скважине, Па с;
Mср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па с. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отношении коэффициента продуктивности скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательную скважину полимердисперсную систему.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера [2]
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, согласно изобретению, на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров:
Кi/Кср Мi/Мср,
где Кi коэффициент продуктивности i-той скважины, м3/сут МПа;
Кср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м3/сут МПа;
Мi вязкость закачиваемого раствора в i-той скважине, Пас;
Мср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Пас. При отношении коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему. Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. При разработке нефтяной залежи на поздней стадии производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. Закачка раствора полимера способствует снижению проницаемости обводненных высокопроницаемых зон залежи и поступлению рабочего агента в низкопроницаемые нефтяные зоны. На залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. При этом образуют очаги заводнения и изменяют направления потоков вытесняющего агента. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, равной среднему значению вязкости закачиваемого раствора полимера по залежи, умноженному на отношение коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности для залежи. Коэффициент продуктивности по скважинам определяют по индикаторной кривой или кривой падения давления во времени:
Кпрод Q / (Рпл Рзаб),
где Кпрод коэффициент продуктивности, м3/сутМПа;
Q дебит жидкости или приемистость скважины, м3/сут;
Рпл пластовое давление, МПа;
Рзаб забойное давление, МПа. При закачке рабочего агента максимальное влияние будут испытывать добывающие скважины, ближайшие к нагнетательной скважине с максимальным коэффициентом продуктивности. Соответственно из добывающих скважин наибольшее влияние будут испытывать скважины также с наибольшим коэффициентом продуктивности. Причиной высокой продуктивности на поздней стадии может быть как образование трещин в пласте, так и особенно геологического строения объекта разработки. Один из методов увеличения охвата заводнением участка разработки может быть закупорка этих трещин и прослоев с высокой продуктивностью закачкой вязких растворов. Однако закачка вязких растворов может привести к закупорке пластов в скважинах с низкой продуктивностью и дальнейшему снижению коэффициента охвата. Решение задачи состоит в закачке растворов более высокой вязкости в более продуктивные скважины и менее высокой вязкости в менее продуктивные скважины. При этом создаются условия для увеличения охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади пласта. При наличии неоднородности по продуктивности скважин залежи или участка разработки необходимо обеспечить равенство соотношений коэффициентов продуктивностей и вязкостей закачиваемых растворов. В качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта. Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм2, нефтенасыщенность 61,1% абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м3, вязкость 46 мПас, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м3/т, содержание серы 3,64%
Разрабатывают нефтяную залежь, отбирая нефть через 25 добывающих скважин и закачивая рабочий агент высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 с нижнего горизонта, через 6 добывающих скважин. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 90% производят периодическую, 1 раз в 3 мес, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. На залежи переводят 8 обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению их коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности для участка залежи. Так, в скважину с коэффициентом продуктивности 20 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 200 Пас, в скважину с коэффициентом продуктивности 40 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 400 Пас, в скважину с коэффициентом продуктивности 60 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 600 Пас. Среднее значение коэффициента продуктивности по участку составляет 30 м3/сут МПа, среднее значение вязкости раствора полимера составляет 300 Па с. Пример 2. Выполняют как пример 1. При отношении коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности скважин, переведенных в нагнетательные, от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему следующего состава: 0,06%-ный водный раствор полиакриламида с 2% глинопорошка. В результате разработки нефтеотдача залежи повысилась на 6% коэффициент нефтеотдачи составил 0,37. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.
Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий