способ разработки обводненной нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефтеносными и водоносными частями пласта, закачку химических реагентов в пласт, отличающийся тем, что перед закачкой химических реагентов в пласт отбирают наиболее обводненные добывающие скважины и нагнетательные скважины, оказывающие максимальное воздействие на эти добывающие скважины, химические реагенты в пласт закачивают через отобранные скважины, в нагнетательные - в виде последовательной закачки оторочек поверхностно-активного вещества ПАВ и сшитой полимерной системы СПС, а в добывающие - в виде последовательной закачки оторочек ПАВ, СПС, ПАВ и глинистого раствора.

2. Способ разработки обводненной нефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что наиболее обводненные добывающие скважины после указанной обработки, не восстанавливающие свою продуктивность, переводят в нагнетательные.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, МПК 7 Е21В 43/30, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2004), включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки, при этом в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин, строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, затем сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах превышает пластовое давление в нефтеносных зонах, и увеличивают отбор продукции относительно существующего отбора, при этом в окружающих нагнетательных скважинах снижают или прекращают закачку вытесняющего агента до полного выравнивания давления в нефте- и водоносных зонах.

Недостатками данного способа является то, что для осуществление данного способа необходимо построение карт заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, затем по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, после чего сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, все вышеописанные процессы в основе своей основаны на теоретических расчетах, что на практике может привести к ошибочному выбору скважин, а это снижает эффективность применения данного способа.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2164590, МПК 7 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №12 от 27.03.2001), включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирование давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и периодический отбор нефти, при этом через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку, повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты, добывающие скважины промывают и заполняют нефтью, в добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости ниже 500 метров от устья скважины, после чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, при этом перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.

Данному способу присущи следующие недостатки:

во-первых, сложность осуществления способа, связанного с необходимостью промывки добывающих скважин и заполнения их нефтью с последующим свабированием, при этом перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны;

во-вторых, процессы по промывке и заполнению нефтью всех добывающих скважин, а также их перфорации весьма трудоемкие и продолжительные операции, который требуют больших финансовых и материальных затрат.

Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение технологического процесса осуществления способа разработки обводненной нефтяной залежи, а также сокращение материальных и финансовых затрат на его осуществление.

Указанная задача решается способом разработки обводненной нефтяной залежи, включающим закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефтеносными и водоносными частями пласта, закачку химических реагентов в пласт.

Новым является то, что перед закачкой химических реагентов в пласт отбирают наиболее обводненные добывающие скважины и нагнетательные скважины, оказывающие максимальное воздействие на эти добывающие скважины, химические реагенты в пласт закачивают через отобранные скважины, в нагнетательные - в виде последовательной закачки оторочек поверхностно-активного вещества ПАВ и сшитой полимерной системы СПС, а в добывающие - в виде последовательной закачки оторочек ПАВ, СПС, ПАВ и глинистого раствора.

Новым также является то, что наиболее обводнившиеся добывающие скважины после обработок химическими реагентами, не восстанавливающие свою продуктивность, переводят в нагнетательные.

На фигуре 1 изображена схема осуществления способа разработки обводненной нефтяной залежи. На фигуре 2 изображена схема перевода наиболее обводнившейся добывающей скважины в нагнетательную.

В качестве ПАВ используют, например, ОП-10, Неонол АФ _9-12, в СПС в качестве полимера - полиакриламид, Суперфлок А-100, в качестве сшивателя - хромкалиевые квасцы, ацетат хрома, в качестве глинистого раствора - глинистый раствор плотностью 1100-1140 кг/м³.

Рассмотрим пример осуществления предлагаемого способа.

На начальной стадии разработки нефтяной залежи производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины 1; 1'; 1'' (см. фиг.1) и отбор продукции из добывающих скважин 2; 2'; 2''. В процессе разработки залежи происходит обводнение добывающих скважин 2; 2'; 2'', причем степень обводнения каждой из добывающих скважин 2; 2'; 2'' различна. Далее проводят исследования нагнетательных 1; 1'; 1'' и добывающих 2; 2'; 2'' скважин и определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти. Затем из добывающих скважин 2; 2'; 2'' отбирают наиболее обводненные добывающие скважины: например добывающая скважина 2'', а из нагнетательных скважин 1; 1'; 1'' отбирают ту скважину, например нагнетательная скважина 1', оказывающую максимальное воздействие (обводняющее) на самую обводненную добывающую скважину 2'' (см. фиг.1). Останавливают эксплуатацию отобранных нагнетательной 1' и добывающей 2'' скважин. Производят в них закачку химических реагентов, причем в нагнетательную скважину - в виде последовательной закачки оторочек ПАВ - ОП-10 и СПС - водный раствор полиакриламида с ацетатом хрома, а в добывающую скважину 2'' - в виде последовательной закачки оторочек указанных ПАВ, СПС, ПАВ и глинистого раствора плотностью 1100 кг/м³. После чего вновь запускают нагнетательную 1' и добывающую 2'' в эксплуатацию и продолжают разработку залежи. Если добывающая скважина 2'' после указанной обработки не восстановит свою продуктивность, то ее переводят в нагнетательную 1'' (см. фиг.2).

Предлагаемый способ позволяет значительно упростить технологический процесс, достигается значительное сокращение материальных и финансовых затрат.