способ разработки нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью

Формула изобретения

Способ разработки нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением перемещения глинистой суспензии в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными частицами глины и преобразованием введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, отличающийся тем, что выбирают обводнившуюся закачиваемой в пласт водой добывающую скважину с соотношением проницаемостей коллекторов в перфорированной части пласта 1,5 и больше, в радиусе 25 м вокруг скважины в интервале пласта с проницаемостью, превышающей среднее значение параметра для перфорированной части, вводят в количестве 0,5 объема пор глинистую суспензию с концентрацией глины 30 - 60 кг/м³ с допущением ее равномерного радиального перемещения в пласте, а для преобразования введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают, при этом потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к месторождениям, разрабатываемым с заводнением, в частности, к повышению нефтеотдачи заводненных пластов.

Известен способ ограничения и прекращения фильтрации воды в заводненном нефтяном пласте кольматацией поровых каналов коллектора глинистыми частицами водной суспензии глины, вводимой в пласт через обводнившуюся закачиваемой водой скважину (патент РФ N 20111806, кл. E 21 B 43/32, 30.04.94).

Недостатком является небольшое увеличение объемного охвата пласта заводнением от применения известного способа из-за ограниченного размера создаваемого в пласте потокоотклоняющего барьера.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки заводненных нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью, на поздних стадиях разработки, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пора, с допущением перемещения глинистой суспензии в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными частицами глины и преобразование введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер (а. с. N 1566820, кл. E 21 B 43/22, 1996).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность на поздней стадии разработки залежи из-за ограниченного масштаба изменения от созданного потокоотклоняющего барьера сложившихся в послойно неоднородном заводненном пласте направлений потоков фильтрации и как следствие, небольшое увеличение охвата заводнением.

Техническим результатом от использования изобретения является увеличение выработки запасов заводненных пластов со слоистой неоднородной проницаемостью за счет прироста охвата вытеснением нефти из застойных и слабодренируемых менее проницаемых интервалов залежи.

Технический результат достигается тем, что в известном способе разработки залежи нефти, включающем ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением перемещения глинистой суспензии в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными частицами глины и преобразованием введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, согласно изобретению, выбирают обводнившуюся закачиваемой в пласт водой добывающую скважину с соотношением проницаемостей коллекторов в перфорированной части пласта 1,5 и больше, в радиусе 25 м вокруг скважины в интервалы пласта с проницаемостью, превышающей среднее значение параметра для перфорированной части, вводят в количестве 0,5 объема пор глинистую суспензию с концентрацией глины 30 - 60 кг/м³ с допущением ее равномерного радиального перемещения в пласте, а для преобразования введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, добывающую скважину закрывают, при этом потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды.

Концентрацию вводимой в пласт глинистой суспензии устанавливают с учетом средней величины проницаемости тех интервалов пласта, проницаемость которых превышает среднее значение параметра в перфорированной части пласта, в следующих значениях: 30 кг/м³, 40 кг/м³, 50 кг/м³, 60 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов изменения проницаемости: 0,20 - 0,60 мкм², 0,61- 1,00 мкм², 1,01 - 1,40 мкм², больше 1,40 мкм².

Способ осуществляется в следующей последовательности. В разрабатываемой залежи с послойной неоднородной проницаемостью объекта эксплуатации выбирают обводнившуюся закачиваемой водой добывающую скважину со значением соотношения проницаемостей коллекторов в перфорированной части пласта 1,5 и больше.

В перфорированной части пласта по данным материалов ГИС определяют среднее значение коэффициентов пористости и суммарную величину толщины интервалов, проницаемость которых превышает среднее значение параметра для перфорированной части пласта в целом.

Рассчитывают объем нагнетаемой глинистой суспензии с допущением равномерного перемещения ее в пласте вокруг скважины в радиусе 25 м с заполнением 0,5 объема пор коллекторов тех интервалов пласта, проницаемость которых превышает среднее значение параметра, рассчитанное для перфорированной части пласта в целом.

Устанавливают концентрацию глинистой суспензии в зависимости от средней величины проницаемости коллекторов, проницаемость которых превышает среднее значение параметра для перфорированной части пласта в целом, в значениях: 30 кг/м³, 40 кг/м³, 50 кг/м³, 60 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов изменения проницаемости: 0,20-0,60 мкм², 0,61-1,00 мкм² 1,01-1,40 мкм², больше 1,40 мкм².

Рассчитанный объем глинистой суспензии соответствующей концентрации вводят в пласт используемыми в нефтедобывающей промышленности насосными установками (агрегатами) непрерывно при давлении нагнетания, не допускающем образования трещин в пласте.

Скважину закрывают для преобразования введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер деформированием, уплотнением под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины потока закачиваемой воды.

Способ реализован на заводненных нефтяных пластах с послойной неоднородной проницаемостью, в частности, на участках залежи горизонта Д₁ Бавлинского месторождения и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Для создания потокоотклоняющего барьера с целью увеличения вертикального охвата заводнением пласта с послойной неоднородной проницаемостью были выбраны обводнившиеся закачиваемой водой скв. 347 на Бавлинском месторождении и скв. 9077 на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения с соотношением проницаемости пласта в перфорированном интервале соответственно 1,5 и 1,8.

В перфорированных интервалах выбранных скважин по материалам ГИС определялись суммарные значения толщины (h) и среднее значение коэффициента пористости (Kп) и проницаемости (Kпр) интервалов пласта, проницаемость которых превышает среднее значение проницаемости для перфорированной части пласта в целом.

В скважинах N 347 параметры имеют следующие значения:

h - 5,4 м, Кп - 0,250, Кпр - 1,35 мкм²,

В скв. N 9077 - h - 4,1 м, Кп - 0,222, Кпр - 0,65 мкм².

Объем закачиваемой в пласты оторочки глинистой суспензии рассчитывался с допущением равномерного радиального перемещения глинистой суспензии по пласту в радиусе 25 м вокруг скважины согласно формуле:

V = ПR²h Кп/2,

где V - объем глинистой суспензии, м³;

R - принятое значение радиуса проникновения суспензии в пласт - 25 м;

h - толщина создаваемого в пласте оторочки суспензии, м;

Кп/2 - доля заполнения объема пор коллектора глинистой суспензией, доли единиц.

Для скв. N 347 расчетный объем глинистой суспензии составил 1324 м³ для скв. 9077 - 893 м³.

Содержание глины в суспензии с учетом установленных средних значений проницаемости в скв. 347 (Кпр - 1,35 мкм²), и скв. 9077 (Кпр - 0,65 мкм²) соответственно составило 40 кг/м³ и 30 кг/м³.

Суспензии расчетной концентрации были приготовлены на скважине в 20 м³ емкостях разбавлением водой бентонитового глинопорошка.

Глинистая суспензия нагнеталась в пласт через насосно-компрессорные трубки (НКТ) скважины насосной установки ЦА-320М при устьевом давлении закачки, не допускающем образования трещин в пласте. После нагнетания расчетного объема глинистой суспензии скважины были закрыты.

Эффект от применения способа проявляется в зоне дренирования пласта закачиваемой во взаимодействующую нагнетательную скважину водой в добывающих скважинах эксплуатационных рядов, расположенных как перед, так и за созданным потокоотклоняющим барьером, включая скважины стягивающего ряда.

В реагирующих скважинах устанавливаются различные сроки начала проявления эффекта. Отдельные скважины спустя 0,5-1 месяца после создания барьера начинают испытывать положительное влияние увеличением дебита нефти, снижением или стабилизацией обводненности добываемой продукции. Устойчивое реагирование максимального числа скважин устанавливается спустя 4-5 месяцев после создания в пласте потокоотклоняющего барьера.

На применение способа с использованием, скв. 347 Бавлинского месторождения положительно среагировали расположенные перед барьером скважины первого (N 294), второго (N 322), а также расположенные за барьером третьего (N 348) и стягивающего рядов (N N 364, 362, 338). За прошедшие 30 месяцев после создания потокоотклоняющего барьера из этих скважин дополнительно было добыто 2562 т нефти. Проявление положительного эффекта продолжается.

На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения на применение способа среагировали добывающие скважины первого (N 9053), второго (NN 13873, 13575) и стягивающего рядов (NN 8875, 838, 9078). За прошедшие после создания барьера 21 месяца из этих скважин дополнительно добыто 2869 т нефти. Проявление эффективности продолжается.