способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором, включающий проведение разглинизирующей обработки призабойных зон в нагнетательных скважинах закачкой в них декольматирующего реагента, последующую закачку водного раствора полимера через по меньшей мере одну нагнетательную скважину, отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, отличающийся тем, что определяют коэффициент глинистости пласта, одновременно с разглинизирующей обработкой призабойных зон нагнетательных скважин производят разглинизирующую обработку призабойных зон добывающих скважин закачкой в них декольматирующего реагента, при этом объем и/или концентрацию декольматирующего реагента выбирают пропорционально большими для скважин с большим коэффициентом глинистости и меньшими для скважин с меньшим коэффициентом глинистости, а концентрацию водного раствора полимера выбирают в диапазоне между концентрацией, при которой подвижность водного раствора полимера в разглинизированной призабойной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне до разглинизации, и концентрацией, при которой удельный прирост нефтеотдачи залежи максимален.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемыми глиносодержащими коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором, включающий закачку, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину вытесняющего нефть водного раствора полимера и отбор, по крайней мере, через одну добывающую скважину нефти из залежи [1]. Нагнетательные и добывающие скважины сообщаются между собой по залежи.

Недостатком этого способа является большой срок разработки месторождения и низкая эффективность извлечения нефти из неоднородных залежей, проявляющаяся в низкой нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором, включающий проведение разглинизирующей обработки призабойных зон в нагнетательных скважинах закачкой в них декольматирующего реагента, последующую закачку водного раствора полимера через по меньшей мере одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину [2].

Недостатками этого способа является большой срок разработки месторождения, низкие значения дебитов в добывающих скважинах, а также неравномерное извлечение нефти по участкам залежи.

Большой срок разработки месторождения связан с тем, что в способе используют водный раствор полимера с подвижностью меньше, чем у воды, выбранной не оптимально, а так же за счет того, что выбирают один и тот же коэффициент глинистости. Это удлиняет срок разработки до 10-15 лет. Кроме того, в результате вышеуказанного, снижаются значения дебитов в добывающих скважинах, и происходит неравномерное извлечение нефти по участкам залежи.

Целью предлагаемого изобретения является снижение срока разработки месторождения, повышение дебитов добывающих скважин и обеспечение возможности равномерного извлечения нефти по участкам залежи за счет дифференцированного повышения проницаемости призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором, включающем проведение разглинизирующей обработки призабойных зон в нагнетательных скважинах закачкой в них декольматирующего реагента, последующую закачку водного раствора полимера через по меньшей мере одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, согласно изобретению, определяют коэффициент глинистости пласта, одновременно с разглинизирующей обработкой призабойных зон нагнетательных скважин производят разглинизирующую обработку призабойных зон добывающих скважин закачкой в них декольматирующего реагента, при этом объем и/или концентрацию декольматирующего реагента выбирают пропорционально большими для скважин с большим коэффициентом глинистости и меньшими для скважин с меньшим коэффициентом глинистости, а концентрацию водного раствора полимера выбирают в диапазоне между концентрацией, при которой подвижность водного раствора полимера в разглинизированной призабойной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне до разглинизации и концентрацией, при которой удельный прирост нефтеотдачи залежи максимален.

Если подвижность больше, чем у воды, применение водного раствора полимера неэффективно.

Преимуществами изобретения является сокращение срока разработки месторождения за счет того, что в изобретении используют водный раствор полимера с подвижностью не больше чем у воды, а так же за счет того, что концентрация декольматирующего реагента выбирают в зависимости от коэффициента глинистости для каждой добывающей и нагнетательной скважины. В результате повышаются значения дебитов в добывающих скважинах и равномерно извлекается нефть по участкам залежи.

Способ осуществляется следующим образом.

На выбранных нагнетательных и добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования. Определяют коэффициенты глинистости пласта, проницаемость коллектора (К₁), подвижность воды в пласте и водного раствора полимера.

Затем осуществляют промывку добывающих скважин безводной нефтью и производят декольматацию призабойной зоны пласта. Для этого на устьях нагнетательных и добывающих скважин приготавливают необходимое количество декольматирующего реагента, обеспечивающее обработку призабойной зоны в нужном радиусе. При этом в скважины с большим коэффициентом глинистости вводится пропорционально большее количество декольматирующего реагента, что обеспечивается либо большим объемом закачки, либо большим значением концентрации реагента и, соответственно, в скважины с меньшим коэффициентом глинистости вводится пропорционально меньшее количество декольматирующего реагента. Скважины закрывают на реагирование (6-48 часов в зависимости от геологических условий).

Затем определяют величину проницаемости коллектора (К₂) после декольматации и определяют во сколько раз увеличилась после декольматации величина проницаемости коллектора, т. е. определяет коэффициент декольматации R = К₂/К₁.

Строят зависимость вязкости водного раствора полимера от его концентрации и по графику определяют его концентрацию (С₁), при которой подвижность водного раствора полимера в разглинизированной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне.

Далее строят зависимость (экспериментально) удельного прироста нефтеотдачи от концентрации водного раствора полимера. Из этой зависимости находят концентрацию (С₂), при которой удельный прирост нефтеотдачи в залежи максимален.

Далее выбирают концентрацию закачиваемого полимерного раствора между величинами С₁ и С₂, проводят закачку полимерного раствора выбранной концентрации в нужном объеме.

Подвижность полимерного раствора определяют по проницаемости коллектора в измененных условиях при прохождении первой порции полимерного раствора.

В качестве полимера могут быть использованы полиакриламид, ВПК-402 или другие низкомолекулярные полимеры. А в качестве декольматирующего реагента применяют пероксиды, кальцинированную соду, соляную кислоту, гуаминидиновую соль и т.п.

Пример поясняется чертежами, где:

на фиг. 1 показана зависимость вязкости водного раствора полимера от его концентрации; на фиг. 2 - зависимость удельного прироста нефтеотдачи от концентрации водного раствора полимера.

Пример выполнения способа.

В качестве объекта для применения данного способа выбрана нефтяная залежь юрского периода (глубина 2950-2956 м) со средним значением проницаемости коллектора 40 X 10^-12 м² (К₁), что соответствует подвижности воды 73,4 мкм²/мПа с коллектор глинистый, средняя насыщенная толщина 6 м, пористость 15%, площадь нефтеносности 1050 га, удельный вес нефти 0,88, вязкость нефти в пластовых условиях 0,99 мПас, воды - 0,545 мПас ( _в ), температура пласта 80^oC. Система расположения скважин рядная с расстоянием между скважинами 500 м. В результате проведения исследования у 2-х нагнетательных и 4-х добывающих скважин, выбранных для аппробации данного способа, значения коэффициентов глинистости оказались следующими (см. табл.1).

Проводят промывку добывающих скважин безводной нефтью.

Проводят одновременно декольматацию призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин, закачивая в скважины с большим коэффициентом глинистости декольматирующий реагент (перкарбонат натрия) с пропорционально большим значением его концентрации (табл.1). Обработка призабойной зоны проводится в радиусе 1,5 м для каждой скважины.

Объем закачки декольматирующего реагента во все скважины выбирается одинаковым - 4 м³. После закачки все выбранные скважины заглушают на 24 часа.

Раствор декольматирующего реагента закачивают в промытые безводной нефтью скважины и задавливают в пласт.

Затем определяют величину проницаемости коллектора (К₂) после декольматации и определяют коэффициент декольматации и определяют коэффициент декольматации R = К₂/К₁ (табл.2).

Далее определяют концентрацию водного раствора полимера для каждой скважины для дальнейшей закачки. Для этого строят зависимости вязкости водного раствора полиакриламида от концентрации (фиг.1) и по графику определяем концентрацию (C₁), при которой подвижность полимерного раствора в разглинизированной зоне пласта равна подвижности воды в этой зоне, т.е. при вязкости:

Далее, строят зависимость удельного прироста нефтеотдачи от концентрации (фиг.2). Из этой зависимости находим концентрацию (C₂), при которой удельный прирост нефтеотдачи в залежи максимален.

Затем выбирают концентрацию (C) закачиваемого полимерного раствора среднюю между величинами (C₁) и (C₂) и проводят закачку водного раствора полимера.

В таблице 2 представлены результаты разглинизирующей обработки призабойных зон скважин, выраженные в коэффициенте декольматации, подвижности воды и концентрации полимерных растворов, на основании которых производится выбор назначенной для закачки концентрации (C) водного раствора полимера.

Затем по истечении 24 часов скважины пускают в эксплуатацию, при этом в нагнетательные скважины закачивают с назначенными в табл.2 концентрациями (C) водного раствора полимера, в качестве которого применяется полиакриламид с молекулярной массой не выше 200000 (для избежания снижения подвижности и увеличения срока разработки).

Далее начинают отбор нефти через добывающие скважины.

В результате применения данного способа разработки увеличиваются дебиты в добывающих скважинах на 50-70%, срок разработки уменьшается.

Источники информации, принятые во внимание

1. Пат. США, 4457372, кл. E 21 B 43/22, 1984.

2. Пат. США, 4624314, кл. E 21 B 43/27, 1986 (прототип).