способ разработки водонефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку изолирующего состава в водонасыщенную часть пласта, отличающийся тем, что в качестве изолирующего состава применяют изолирующий состав с большой проникающей способностью, в монолитных изотропных пластах без естественных разделов создают экран путем образования высоковязкой малопроницаемой композиции при контакте изолирующего состава с большой проникающей способностью с пластовой водой, при этом экран создают в виде цилиндра с максимальным радиусом, исходя из приемистости конкретной скважины, и толщиной, равной мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной водонасыщенной частью пласта, который закрепляют цементным раствором для сохранения условий горизонтальной фильтрации нефти и избежания фильтраций и вертикальных перетоков в приствольной зоне пласта, исключения активной гидродинамической связи нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и образования конуса обводнения при создании депрессии в перфорированной нефтенасыщенной части.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи.

Известен способ разработки обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку в пласт оторочек блокирующего и нефтевытесняющего агентов (1).

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи (2).

Известен способ разработки водонефтяной залежи, заключающийся в закачке изолирующего состава под линзовидный естественный пропласток и создании искусственного экрана радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм (3).

Данные способы не пригодны для разработки монолитных залежей, для создания значительных депрессий на пласт, а создаваемые экраны обладают низкой прочностью.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ разработки обводненной неоднородной залежи, включающий закачку тампонажного раствора и создание в пласте непроницаемого экрана с использованием естественных разделов.

Однако в монолитных изотропных пластах данный способ неэффективен.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки обводненных нефтяных и водонефтяных залежей за счет перераспределения фильтрационных потоков и уменьшения вероятности образования конуса обводнения.

Сущность предлагаемого способа заключается в увеличении добычи нефти и снижения попутно добываемой воды в монолитных изотропных пластах без естественных разделов путем подачи в водонасыщенную часть пласта изолирующего состава, обладающего большой проникающей способностью и свойствами образовывать при контакте с пластовой водой высоковязкие малопроницаемые композиции. В пласте создается экран в виде "цилиндра", который, исключая условия для фильтрации и вертикальных перетоков из водонасыщенной части пласта, создает условия для горизонтальной фильтрации в перфорированной нефтенасыщенной части. Радиус (R_ц) создаваемого экрана должен быть максимальным, исходя из приемистости водонасыщенной части пласта, конкретной скважины и технических возможностей. Толщина (высота) (H_ц) экрана должна быть достаточной, чтобы исключить условия для образования конуса обводнения фильтрацией и вертикальных перетоков при создании депрессии, и равна мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной-водонасыщенной частью пласта. Перед закачкой изолирующего состава по данным приемистости конкретной скважины рассчитывается объем изолирующего состава, радиус экрана, а по данным геофизических исследований - его толщина. Важным моментом является то, что непосредственно после закачки изолирующего состава с целью "замуровывания" формируемого экрана закачивается порция цементного раствора.

На чертеже представлена схема осуществления способа разработки водонефтяной залежи.

В таблице представлены результаты осуществления способа разработки водонефтяной залежи.

Водонефтяная залежь в монолитном пласте представлена нефтенасыщенной частью пласта 1 и водонасыщенной 2 с участком ствола скважины, где после закачки изолирующего состава в перфорируемом интервале 3 создан экран в виде цилиндра радиусом R_ц и высотой H_ц и закрепленный цементным раствором 5 с последующей перфорацией интервала 6.

Способ разработки водонефтяной залежи реализуется следующим образом.

В скважине проводятся геофизические исследования с целью определения нефтенасыщенной части пласта и интервала для создания экрана в виде цилиндра в водонасыщенной части, который перфорируется. По результатам определения приемистости рассчитывается необходимый объем изолирующего состава, а радиус экрана определяется по формуле:



где Y - объем изолирующего состава;

H_ц - высота экрана;

m - открытая пористость коллектора в водонасыщенной части пласта;

П - константа = 3,14.

При заранее заданном радиусе будущего экрана необходимый объем изолирующего состава определяется соответственно по формуле:

Y = П R_ц H_ц m

Производится последовательно закачка изолирующего, а затем цементного раствора, цементный стакан разбуривается и перфорируется нефтенасыщенная часть пласта для последующего отбора нефти.

Реализация технологии.

По геолого-промысловым данным и анализу разработки месторождений выбрана скважина N 1470 Первомайского месторождения АО "Татнефть", вступившая в эксплуатацию в 1991 году. Изоляционные работы по предлагаемому способу проведены на ней в IV квартале 1997 г. Результаты приведены в таблице.

Технология проведения изоляционных работ:

Интервал залегания пласта составляет 1676,6 - 1684, Ом. По данным геофизических исследований определили мощности нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Произвели перфорацию наиболее однородной водонасыщенной части пласта в интервале 1678,0 - 1682,0 м. После спуска пакера определили приемистость, которая составила 240 м³/с при давлении 90 атм. После чего в пласт было закачено 30 м³ изолирующего состава и 0,8 м³ цементного раствора, что по расчетам позволяет получить экран в виде цилиндра радиусом R_ц = 3,1 м и высотой H_ц = 4 м. После коагуляции и схватывания цемента цементный стакан разбуривается и проводится перфорация в интервале 1675,6 - 1676,6 м.

Экономическая эффективность от реализации технологии складывается из:

- снижения объема закачки на месторождении за счет ограничения непроизводительной закачки;

- снижения добычи жидкости из скважин;

- снижения объема транспорта и сепарации жидкости;

- снижения подготовки жидкости на узлах подготовки нефти и воды;

- повышения добычи нефти.

Источники информации

1. Патент РФ N 1836871, E 21 B 43/22 "Способ разработки обводненных пластов".

2. Патент РФ N 2018640, E 21 B 43/20 "Способ разработки нефтегазовой залежи".

3. Патент РФ N 2015312, E 21 B 43/22 "Способ разработки водонефтяной залежи".

4. Журнал "Нефтяное хозяйство" 1969 г, N 5 стр. 29-32, прототип.