способ разработки многопластовой нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего и интенсифицирующего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что интенсифицирующий агент закачивают через нагнетательные скважины в интервале низкопроницаемого пропластка до достижения проницаемости призабойной зоны проницаемости удаленной части пропластка, закачивают рабочий агент в низкопроницаемый пропласток не менее времени установления влияния нагнетательной скважины на добывающую, после чего закачивают рабочий агент в низко- и высокопроницаемый пропластки и проводят выравнивание притока и/или приемистости, начиная с низкопроницаемого пропластка, до установления в пропластках равных давлений приемистости агента выравнивания.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом, включающий создание гидродинамической связи между коллекторами вблизи добывающих скважин, закачку рабочего агента через низкопроницаемый коллектор и отбор нефти через высокопроницаемый коллектор [1]

Известный способ малоэффективен, поскольку большая часть нефти в высокопроницаемом коллекторе остается невыработанной.

Известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины во все пласты, отбор нефти через добывающие скважины и перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные по периметру участка разработки [2]

Известный способ позволяет извлекать нефть из всех пластов и пропластков, однако вследствие неоднородности коллекторов значительная часть запасов залежи, особенно в низкопроницаемом пропластке остается невыработанной.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента, загущающей жидкости и кислоты и отбор нефти через добывающие скважины [3] Загущающая жидкость блокирует высокопроницаемый пропласток, а кислота проникает в низкопроницаемый участок и реагирует с породой пропластка и кольматирующими элементами, увеличивая проницаемость низкопроницаемого пропластка.

Недостатком известного способа является закупоривание высокопроницаемой зоны, частичное поступление загущающей жидкости в низкопроницаемый пропласток, снижение фильтрационных характеристик залежи и уменьшение вследствие этого нефтеотдачи залежи.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи за счет увеличения выработки низкопроницаемых пропластков.

Это достигается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего и интенсифицирующего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению интенсифицирующий агент закачивают через нагнетательные скважины в интервале низкопроницаемого пропластка до достижения проницаемости призабойной зоны проницаемости удаленной части пропластка, закачивают рабочий агент в низкопроницаемый пропласток не менее времени установления влияния нагнетательной скважины на добывающую, после чего закачивают рабочий агент в низко- и высокопроницаемый пропластки и проводят выравнивание профиля притока и/или приемистости, начиная с низкопроницаемого пропластка, до установления в пропластках равных давлений приемистости агента выравнивания.

При разработке многопластовой нефтяной залежи решают задачу наиболее полного извлечения нефти не только из высокопроницаемого пропластка, но и из низкопроницаемого пропластка. При этом достигают максимально возможной нефтеотдачи залежи.

В предложенном способе разработки многопластовой нефтяной залежи с пропластками, разделенными непроницаемыми прослоями, решают ту же задачу. При этом вначале создают условия для беспрепятственного поступления в низкопроницаемый пропласток рабочего агента при достижении проницаемости призабойной зоны проницаемости удаленной части пропластка. Затем обеспечивают гидродинамическое взаимодействие между нагнетательной и добывающей скважиной по низкопроницаемому пропластку. Однажды возникнув, гидродинамическое взаимодействие по низкопроницаемому пропластку будет иметь место, и пропласток будет отдавать нефть при практических любых изменениях давления на забое нагнетательной скважины.

В качестве интенсифицирующего агента используют один или несколько материалов, при закачке которых происходит увеличение проницаемости призабойной зоны низкопроницаемого пропластка. Вид интенсифицирующего агента определяется типом коллектора, видом кольматирующего материала и т.п. Так, для карбонатного коллектора в наибольшей степени пригодны кислотные материалы, например, соляная кислота и ее растворы. Для глинистого коллектора могут использоваться разглинизирующие материалы, например, сода и составы на ее основе. Для теригенного коллектора пригодны составы на основе плавиковой кислоты и т. д. Для многих коллекторов могут быть использованы поверхностно-активные вещества.

В качестве рабочего агента при разработке используют воду, подтоварную воду, пластовую воду и т.д.

Для закачки интенсифицирующего агента в низкопроницаемый пропласток проводят поинтервальные обработки призабойной зоны в нагнетательной скважине. Для этого разобщают, например, с помощью пакеров, интервал низкопроницаемого пропластка и другие интервалы и проводят интенсифицирующие обработки призабойной зоны низкопроницаемого пропластка до достижения проницаемости призабойной зоны проницаемости пропластка.

При этом закачивают рабочий агент только в низкопроницаемый пропласток и отбирают нефть из низкопроницаемого пропластка через добывающую скважину. После установления взаимодействия между нагнетательной и добывающей скважинами по низкопроницаемому пропластку закачивают рабочий агент одновременно в низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки и отбирают нефть из обоих пропластков. По мере выработки запасов проводят выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и/или профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Критерием достаточности выравнивания профиля является установление равенства давлений закачки агента выравнивания в низко- и высокопроницаемые пропластки. При этом обеспечивается равенство продвижения рабочего агента по пропласткам и равномерность их выработки в зависимости от их проницаемостей. Выравнивание профилей начинают с увеличения приемистости низкопроницаемого пропластка, стремясь добиться равенства давлений закачки агента выравнивания в основном за счет увеличения проницаемости низкопроницаемого пропластка. В качестве агента выравнивания могут применяться материалы, используемые как интенсифицирующие агенты и др. В качестве материалов для снижения проницаемости высокопроницаемого пропластка могут использоваться загустители типа полимеров, полимердисперсных систем, дисперсных систем и т.д.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1227 м, коллектор карбонатный, проницаемость 200 мД, пористость 17% средняя насыщенная толщина 9,3 м, площадь нефтеносности 10 тыс. га, начальные отметки водонефтяного контакта 1066 м, газонефтяного контакта 1027,5 м, начальное пластовое давление 13 МПа, пластовая температура 30^oС, тип залежи массивная, многопластовая, удельный вес нефти в поверхностных условиях 0,894, вязкость нефти в пластовых условиях 12,4 сПз, содержание серы 2,9% парафина 4,5% газонасыщение нефти 21 м³/т, давление насыщения 7,75 МПа. Залежь разрабатывают, нагнетая попутную сточную воду через 200 нагнетательных скважин и отбирая нефть через 560 добывающих скважин.

В добывающей скважине проводят поинтервальные солянокислотные обработки в интервале низкопроницаемого пропластка с проницаемостью 150 мД. После трех закачек в призабойную зону интенсифицирующего агента 12%-ного водного раствора соляной кислоты проницаемость призабойной зоны увеличилась с 95 мД до 150 мД6 то есть стала равной проницаемости удаленной части пропластка. В низкопроницаемый пропласток нагнетательной скважины закачивают попутную сточную воду плотностью 1,1 г/см³ и рН5. Через добывающую скважину, размещенную на расстоянии 400 м от нагнетательной скважины, отбирают нефть в интервале низкопроницаемого пропластка. Через 40 сут отличают увеличение дебита добывающей скважины с 20 т/сут до 24 т/сут. Кроме того, при гидродинамических исследованиях в добывающей скважине отмечено увеличение забойного давления с 4 до 5 МПа и уровня жидкости с 700 до 600 м. На основании этих данных делается вывод о наличии влияния нагнетательной скважины на добывающую, появлении между ними гидродинамической связи и установившегося потока пластовых флюидов.

После этого переходят к закачке рабочего агента помимо низкопроницаемого пропластка еще и в высокопроницаемый пропласток с проницаемостью 315 мД6 размещенный на глубине 1224 м и отделенный от низкопроницаемого пропластка непроницаемой глинистой перемычкой. Отбирают нефть через добывающую скважину, перфорированную в интервалах низко- и высокопроницаемого пропластка.

По мере выработки запасов пропластков проводят выравнивание профиля притока в добывающей скважине поинтервальными солянокислотными обработками низкопроницаемого пропластка. Для этого добывающую скважину останавливают, определяют приемистость остановленной добывающей скважины в интервале отдельно низкопроницаемого и высокопроницаемого пропластка, которая соответственно равна 100 и 220 м³/сут. В интервале низкопроницаемого пропластка проводят солянокислотные обработки до увеличения приемистости 12%-ного раствора соляной кислоты до 200-220 м³/сут и давления, равного давлению в высокопроницаемом пропластке. Скважину промывают и вводят в эксплуатацию.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. На заключительной стадии проводят определение приемистости в интервале низкопроницаемого и высокопроницаемого пропластков в нагнетательной скважине, которая соответственно равна 150 и 400 м³/сут. В интервале низкопроницаемого пропластка проводят солянокислотные обработки до увеличения приемистости 15%-ного раствора соляной кислоты до 300 м³/сут. После этого в высокопроницаемый пропласток закачивают 0,05% -ный водный раствор полиакриламида до снижения приемистости раствора полиакриламида до 300 м³/сут. Скважину промывают и вводят в эксплуатацию.

Пример 3. Выполняют, как пример 1, но проводят выравнивание профиля приемистости, как в примере 2.

Применение предложенного способа позволит равномерно вырабатывать низко- и высокопроницаемые пропластки многопластовой нефтяной залежи и увеличить нефтеотдачу на 3-5%