способ разработки нефтяной залежи с трещиноватым коллектором

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ, включающий изменение отбора жидкости, выбор скважины для изоляции высокообводненных интервалов и проведение изоляционных работ, отличающийся тем, что до изменения отбора жидкости и выбора скважин для изоляции определяют по накопленной добыче нефти характер обводнения скважин экспонтенциальной модели вида

Q_i= A+Bexp(t_i), ,

где Q_i - накопленная добыча нефти данной скважины, тыс. т;

t_i - время, мес. ;

A , B , - коэффициенты уравнения,

при этом скважины для изоляции выбирают при значениях коэффициентов

A > 0; B < 0; <<<< 0,

а изменение отбора жидкости путем форсированного отбора осуществляют при значениях коэффициентов

A < 0; B > 0;

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторож- дений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении метода форсированного отбора жидкости [1,2] .

Сущность процесса заключается в том, что в скважину спускают оборудование, способное откачивать большее количество жидкости. При увеличении скорости движения жидкости в породе часть оставшейся нефти в пласте будет увлекаться водой.

Недостатком известного способа является отсутствие учета особенности геологического строения продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающей отбор нефти и воды через добывающие скважины, выбор скважин и определение первоочередности для изоляции в них высокообводненных интервалов и проведение изоляционных работ, отличающийся тем, что, с целью увеличения выработки неоднородной нефтяной залежи при сокращении отбора воды, выделяют участок с несколькими работающими на форсированном отборе скважинами, отключают одну из скважин в центре участка при обводненности продукции не менее 98% на период до изменения соотношения дебитов воды и нефти в окружающих скважинах, после чего определяют первоочередность скважин для изоляции высокообводненных интервалов по увеличению дебита воды при уменьшении или неизменности дебита нефти [3] .

Известный способ разработки неоднородной нефтяной залежи обладает рядом недостатков: в условиях трещиноватого пласта остановка высокообводненной скважины в центре участка не приводит к изменению дебитов нефти и воды в окружающих скважинах; нет критериев выбора скважин для проведения форсированного отбора жидкости в коллекторах как порового, так и трещинного типов.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи трещиноватого пласта за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в процесс разработки участков пласта, не охваченных процессом дренирования.

Цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем изменение отбора жидкости через добывающие скважины, выбор скважин для изоляции в них высокообводненных интервалов и проведение изоляционных работ, производят изоляцию водопритоков в добывающих скважинах, связанных с системой трещин пласта, после этого осуществляют форсирование отборов жидкости из добывающих скважин, имеющих обширную зону дренирования в пласте, и одновременно пускают в работу скважины, в которых были проведены изоляционные работы, при этом выбор скважин для проведения изоляции водопритоков осуществляют при выполнении условия

< 0, В < 0, А > 0 , где , В, А - коэффициенты уравнения

Q_i= A+Bexp(t_i) где Q_i- накопленная добыча нефти данной скважиной, тыс. т. ;

t_i - время, мес. , а выбор скважин для проведения форсированного отбора жидкости осуществляют при выполнении условия

> 0, В > 0, А < 0, где , В, А - коэффициенты того же уравнения, а проведение изоляционных работ высокообводненных интервалов пласта осуществляют с помощью бентонитового раствора при соотношении компонентов: 50-100 кг бентонита на 1 м³ воды.

Способ осуществляют следующим образом.

Продуктивные пласты, представленные трещиноватыми коллекторами, обладают определенными особенностями.

По динамике обводнения добывающих скважин в процессе эксплуатации можно выделить 2 группы скважин:

- первая, быстро обводняется в течение нескольких лет и имеет незначительную суммарную добычу нефти;

- вторая, имеющая более длительный период обводнения (10-15 лет), суммарный отбор нефти по ней достигает 60-70% от общей накопленной добычи нефти из пласта.

Промысловые исследования показали, что первый тип обводнения характерен для скважин, связанных с протяженной системой трещин в пласте, а второй тип обводнения принадлежит скважинам, имеющим обширную зону дренирования.

Для диагностирования характера обводнения скважин удобно использовать метод эволюционного моделирования, применяя хорошо описывающую накопленную добычу нефти скважин экспоненциальную модель вида [3]

Q_i= A+Bexp(t_i), (1) где А, В, - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов;

Q_i- накопленная добыча нефти скважины;

t_i - время, мес.

По знакам коэффициентов модели можно определить, какого типа эволюционный процесс доминирует в работе скважин по нефти - с насыщением А > 0, В < 0, < 0 (для скважин, имеющих трещиноватость) или без насыщения А < 0, В > 0, > 0 (для скважин, обладающих обширной зоной дренирования).

Сначала по данным накопленной добычи нефти скважины в течение определенного времени (по месяцам) с помощью метода наименьших квадратов по уравнению (1) находят коэффициенты А, В, .

Из условия А > 0, В < 0, < 0 определяют скважины, обладающие трещиноватостью, подлежащие ремонтно-изоляционным работам.

Выполнение условия А < 0, В > 0, > 0 означает, что данной скважиной осуществляется отбор нефти из удаленной от нее зоны пласта. Такая скважина подлежит переводу на режим форсированного отбора жидкости.

Производят изоляцию водопритоков в добывающих скважинах, связанных с системой трещин пласта, с помощью бентонитового раствора при соотношении 50-100 кг бентонита на 1 м³ воды. Тампонирующее действие раствора бентонитовой глины основано на свойстве набухания монтморилонита, входящего в состав бентонита, в водной среде. Частицы глины со временем набухают и закупоривают каналы (трещины) проникновения воды. Закупоривающее действие бентонитовых растворов основано также на способности приобретать тиксотропные свойства - сопротивляться сдвигу после прекращения течения жидкости

После этого осуществляют форсирование отборов жидкости из добывающих скважин, имеющих обширную зону дренирования в пласте. Одновременно пускают в работу скважины, в которых были проведены изоляционные работы.

Изоляция обводненных интервалов в скважинах и последующий их пуск в работу дает возможность уменьшить отборы воды и выровнять фронт вытеснения.

В результате форсированного отбора жидкости из выбранных скважин возрастут отборы жидкости, а обводненность уменьшится. Последнее будет свидетельствовать о подключении в процесс вытеснения удаленных участков пласта, не охваченных дренированием.

Все это приведет к увеличению охвата трещиноватого пласта процессом воздействия, а следовательно, к увеличению нефтеотдачи пласта.

Данный способ разработки был опробован на участке трещиноватого пласта О₂ с тремя добывающими скважинами N 68, 819, 851.

Сначала по данным накопленных значений нефти для этих скважин на основе эволюционного моделирования с помощью ЭВМ были рассчитаны коэффициенты А, В, уравнения (1). При этом для скважин 68, 851 их знаки оказались А < 0, В > 0, > 0, а для скважины 819: А > 0, В < 0, < 0. Результаты расчетов на ЭВМ приведены в приложении 1, 2, 3. На их основании скважина 819 подлежит проведению работ по изоляции водопритоков, а скважины 68, 851 - переводу на режим форсированного отбора жидкости.

После геофизических исследований в скважину 819 было закачано 8,2 м³ бентонитового раствора при соотношении компонентов 75 кг бентонита на 1 м³ воды.

Объем тампонажного раствора рассчитывался по формуле:

V = (D²-d²), (2) где D - планируемый диаметр изоляции, м;

d - диаметр скважины, равный наружному диаметру обсадной колонны, м;

h - мощность интервала перфорации, м;

m - пористость пласта в интервале перфорации, д. е. ;

V - расчетный объем, м³.

Объем закачки бентонитового раствора был рассчитан при следующих значениях параметров:

h = 5 м; m = 0,13; D = 4 м; d = 0,084 м.

На скважинах N 68, 851 было осуществлено форсирование отборов жидкости. При этом средний дебит жидкости скважин возрос с 114,2 т/сут до 189,5 м³/сут, а обводненность снизилась.

Одновременно была пущена в работу скважина 819, приток воды в которую уменьшился на 52% после изоляционных работ.

В результате увеличились отборы нефти в целом по участку залежи. Годовой технологический эффект от применения данного способа разработки составил 15 тыс т нефти.

Таким образом достигнута цель изобретения - повышение нефтеотдачи трещиноватого пласта за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в разработку зон пласта, не охваченных процессом дренирования.

Новизна предлагаемого технического решения заключается в проведении изоляции водопритоков в скважинах, связанных с системой трещин в пласте в сочетании с форсированием отборов жидкости в скважинах, обладающих обширной зоной дренирования. (56) 1. Муравьев И. М. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. М. : Недра, 1971.

2. Авторское свидетельство СССР N 1615343, ел. E 21 B 43/20, 1990.

3. Технология и техника добычи нефти. / Под ред. проф. А. Х. Мирзаджанзаде. М. : Недра, 1986, с. 310-311.

4. Майдебор В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М. : Недра, 1980.