способ разработки терригенного нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки терригенного нефтяного пласта, включающий добычу жидкости через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, обработку призабойных зон нагнетательных скважин с использованием глинокислоты, отличающийся тем, что производят последовательно обработки призабойных зон пласта нагнетательных скважин серной кислотой и глинокислотой, закачивают вытесняющий агент в пласт до тех пор, пока давление в пласте не достигнет первоначальной величины, после чего ведут периодические остановки и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки определяют по формуле

t l²/2 x,

где t время полуцикла закачки, с;

l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м;

х средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемый при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1]

Недостатком известного способа является невысокая эффективность при использовании в неоднородном пласте.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки терригенного нефтяного пласта с использованием воздействия на призабойную зону скважин при помощи глинокислоты (смеси фтористоводородной и соляной кислоты). Обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористоводородной кислот целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого материала [2]

Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи при его использовании в низкопроницаемых пластах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет расширения охвата пласта заводнением и подключения в разработку низкопроницаемых пропластков.

Это достигается тем, что в известном способе разработки нефтяного пласта, включающем добычу жидкости через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, обработку призабойных зон нагнетательных скважин с использованием глинокислоты, сначала производят обработку призабойных зон пласта нагнетательных скважин с применением концентрированной серной кислоты, потом осуществляют воздействие на призабойные зоны этих же скважин с помощью глинокислоты, закачивают вытесняющий агент в пласт до тех пор, пока давление в пласте не достигнет первоначальной величины, после чего ведут периодическую оснастку и возобновление закачки вытесняющего агента в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки определяют по формуле:



где

t время полуцикла закачки, с;

l расстояние между нагнетательными и эксплуатационными галереями, м;

x средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.

Способ осуществляется следующим образом.

Сначала проводят воздействие на призабойные зоны всех нагнетательных скважин залежи с использованием закачки концентрированной серной кислоты.

Потом производят обработки призабойных зон всех нагнетательных скважин с применением глинокислоты.

Пускают нагнетательные скважины под закачку и ведут заводнение до тех пор, пока давление в пласте не возрастает до величины, равной начальному пластовому давлению.

По формуле (1) из работы [4] определяют продолжительность полуцикла закачки вытесняемого агента (воды) и проводят периодически остановку и пуск закачки во все нагнетательные скважины.

При закачке серной кислоты в нагнетательную скважину тепло, выделяющееся на забое скважины и в пласте при смешивании серной кислоты с водой, дает возможность очистить призабойную зону от смолисто-парафиновых отложений [3]

Последующая обработка призабойных зон пласта глинокислотной увеличивает его проницаемость, а следовательно приемистость нагнетательных скважин.

Процесс закачки воды в нагнетательные скважины продолжают до достижения давления в пласте, равного первоначальной величине. Это обеспечит достаточный энергетический ресурс для проведения периодической остановки и возобновления заводнения.

Циклическая закачка будет способствовать вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластов.

Данный способ был опробован на участке пласта Б₂ со следующими параметрами:

Тип коллектора Терригенный

Нефтенасыщенная толщина, м 6,1

Пористость, 22,2

Проницаемость, мкм² 0,655

Пластовое давление:

начальное, МПа 27,0

текущее, МПа 23,5

Фонд скважин:

добывающих 9

нагнетательных 3

Сначала произвели обработку призабойных зон всех 3-х нагнетательных скважин с использованием алкилированной серной кислоты с концентрацией 84% с расходом, равным 0,9 м³ на 1 м толщины пласта.

Потом провели обработку этих призабойных зон глинокислотой (4% HF + 10% HCl). При этом расход глинокислоты на 1 м толщины пласта составил 0,7 м³.

В результате проведенных мероприятий средняя приемистость возрасла с 97 до 181 м³/сут.

Дальнейшая закачка воды в пласт продолжалась в течение 18 мес. до тех пор, пока давление в пласте не возрасло с 23,5 МПа до первоначального (27,0 МПа).

Далее определили продолжительность полуцикла закачки по формуле (1):

при

l=500 м

x=0,1 м²/с



Время полуцикла закачки оказалось равным 15 дн.

В первом полуцикле, равном 15 дн. оставили работу всех нагнетательных скважин. Во втором полуцикле, равном 15 дн. закачивали воду во все нагнетательные скважины.

Эффективность от проведения предложенного способа составила 15,4% от добычи нефти всего участка залежи.

Новизной предлагаемого технического решения является повышение эффективности способа за счет последовательной обработки призабойных зон нагнетательных скважин серной кислотой, глинокислотой, повышения давления в пласте до первоначального и последующего проведения циклического заводнения.