способ разработки нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют минерализованную сточную воду, через нагнетательные скважины закачивают оторочки водного кислотного раствора со стабилизатором глин, изменяют режимы работы добывающих и нагнетательных скважин для изменения направления фильтрационных потоков в пласте, вводят дополнительные нагнетательные скважины в зонах пласта с малой глинистостью, давление закачки в дополнительных нагнетательных скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, при закачке рабочего агента при давлениях раскрытия вертикальных трещин в добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой глинистостью, проводят форсированный отбор продукции.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором.

Известен способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащими пластами, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, закачку в призабойную зону добывающих скважин реагентов, регулирующих набухание глин, и отбор нефти через добывающие скважины (1).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей, поскольку разглинизация призабойной зоны проводится в высокопроницаемых пропластках, а зоны с низкой проницаемостью остаются неохваченными воздействием.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий закачку воды через нагнетательные скважины, изменение проницаемости призабойной зоны добывающих скважин регулированием набухания глины в зависимости от проницаемости и коэффициента глинистости пропластков и отбор нефти через добывающие скважины (2).

Известный способ позволяет воздействовать на призабойную зону добывающих скважин, однако при этом межскважинная область остается неохваченной воздействием, что не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению в качестве рабочего агента используют минерализованную сточную воду, через нагнетательные скважины закачивают оторочки водного кислотного раствора со стабилизатором глин, изменяют режимы работы добывающих и нагнетательных скважин для изменения направления фильтрационных потоков в пласте, вводят дополнительные нагнетательные скважины в зонах пласта с малой глинистостью, давление закачки в дополнительных нагнетательных скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, при закачке рабочего агента при давлениях раскрытия вертикальных трещин в добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой глинистостью, проводят форсированный отбор продукции.

Признаками изобретения являются:

1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2. Отбор нефти через добывающие скважины;

3. В качестве рабочего агента использование минерализованной сточной воды;

4. Через нагнетательные скважины закачка оторочки водного кислотного раствора со стабилизатором глин;

5. Изменение режимов работы добывающих и нагнетательных скважин для изменения направления фильтрационных потоков в пласте;

6. Введение дополнительных нагнетательных скважин в зонах пласта с малой глинистостью;

7. Поддержание давления закачки в дополнительных нагнетательных скважинах на уровне давления раскрытия вертикальных трещин;

8. При закачке рабочего агента при давлениях раскрытия вертикальных трещин в добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой глинистостью, проведение форсированного отбора продукции.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в нефтяной залежи, осложненной малоамплитудными поднятиями пласта. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

В качестве рабочего агента используют минерализованную сточную воду. Минерализованная сточная вода имеет наибольшее сродство к пластовой воде и поэтому в наименьшей степени вызывает набухание глин. Через нагнетательные скважины закачивают оторочки водного кислотного раствора со стабилизатором глин. При этом добиваются увеличения проницаемости зоны пласта за счет воздействия кислоты как интенсифицирующего агента и за счет одновременной стабилизации глин. Изменяют режимы работы добывающих и нагнетательных скважин для изменения направления фильтрационных потоков в пласте. Таким образом вводят в разработку ранее не охваченные воздействием зоны залежи. Вводят дополнительные нагнетательные скважины в зонах пласта с малой глинистостью, а давление закачки в дополнительных нагнетательных скважинах поддерживают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин. Одновременно при этом в добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой глинистостью, проводят форсированный отбор продукции. Таким образом еще больше усиливают ввод в разработку ранее не охваченных воздействием зон залежи. При этом воздействие осуществляют между зонами с малой и большой глинистостью.

В качестве водного кислотного раствора со стабилизатором глин используют водные растворы соляной кислоты, фтористоводородной кислоты и т.п. В качестве стабилизатора глин используют хлориды калия, натрия и др.

Пример конкретного выполнения.Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, средняя глинистость - 2,5%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oC; параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

На участке залежи размещают скважины и ведут отбор продукции через 14 добывающих скважин и закачку рабочего агента через 6 нагнетательных скважин.

В качестве рабочего агента используют минерализованную сточную воду этой же залежи. Через нагнетательные скважины один раз в 6-12 мес закачивают оторочки 12%-ного водного солянокислотного раствора со стабилизатором глин - хлоридом калия в количестве до 3%. Изменяют режимы работы добывающих и нагнетательных скважин для изменения направления фильтрационных потоков в пласте. Для этого нагнетательные и добывающие скважины запускают в работу и останавливают каждые 15 сут. Вводят дополнительные нагнетательные скважины в зонах пласта с малой глинистостью порядка 1,2 - 1,4%. Давление закачки в дополнительных нагнетательных скважинах поддерживают равным 45 МПа, т.е. на уровне давления раскрытия вертикальных трещин. При закачке рабочего агента при давлениях раскрытия вертикальных трещин в добывающих скважинах, находящихся в зонах с высокой глинистостью порядка 4,0 - 4,5%, проводят форсированный отбор продукции увеличением дебита по жидкости с величины порядка 60 м³/сут до 130 м³/сут. В результате нефтеотдача участка разработки увеличилась на 3%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи с неоднородным глиносодержащим коллектором.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:

1. Патент США N 4478283, кл. E 21 B 33/138, опубл. 1984.

2. Патент РФ N 2060372, кл. E 21 B 43/22, опубл. 1996 - прототип.