способ заводнения нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ заводнения нефтяной залежи, включающий проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины ведут до возрастания давления в пласте на 5 - 10% от текущего пластового давления до проведения гидравлических разрывов и при периодической ее остановке, при этом продолжительность закачки вытесняющего агента определяют с учетом расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности незаводненного пласта.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в применении метода циклической закачки, осуществляемой при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и закачиваемой жидкости [1].

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

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ заводнения нефтяной залежи, включающий проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин [2].

Недостатком известного способа является незначительный прирост нефтеотдачи при его использовании в обводненной залеже.

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

Указанная цель достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяной залежи, включающем проведение гидравлических разрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины до возрастания давления в пласте, отбор жидкости из добывающих скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины ведут до возрастания давления в пласте на 5 - 10% от текущего пластового давления до проведения гидравлических разрывов и при периодической ее остановке, при этом продолжительность закачки вытесняющего агента определяют с учетом расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами и пьезопроводности незаводненного пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Сначала проводят гидравлические разрывы призабойных зон всех нагнетательных скважин залежи. Затем пускают нагнетательные скважины в работу и ведут закачку вытесняющего агента до тех пор, пока давление в пласте не возрастет до 5 - 10% по сравнению с давлением, существовавшим до проведения гидроразрывов.

После этого определяют продолжительность полуцикла закачки вытесняющего агента по известной формуле [3]:



где t - время полуцикла закачки, сек;

l - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами:

- средняя пьезопроводность незаводненного пласта, м²/сек.

Проводят периодическую остановку и пуск закачки во все нагнетательные скважины.

Проведение гидроразрывов призабойных зон пласта нагнетательных скважин приведет к возрастанию их проницаемости за счет образования трещин в пласте, а также - очистки забоев от механических и органических примесей.

Последующая закачка воды в нагнетательные скважины увеличивает их приемистость и охват пласта заводнением по толщине.

Закачку воды продолжают до момента возрастания давления в пласте на 5 - 10% по сравнению с давлением, замеренным до проведения гидроразрывов, для обеспечения достаточного энергетического ресурса для периодической остановки и возобновления заводнения.

Циклическая закачка будет способствовать вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластков.

Вследствие последующего снизится обводненность добываемой жидкости в целом по залеже.

Данный способ был опробован на залежи пласта T₁ со следующим геолого-физическими характеристиками:

глубина залегания пласта - 1850 м

эффективная толщина - 7,6 м

пористость - 12%

проницаемость - 0,015 мкм²

пластовое давление:

начальное - 18,1 МПа

текущее - 14,0 МПа

вязкость нефти в пластовых условиях - 3,1 мПа с

фонд скважин:

добывающих - 8 ед.

нагнетательных - 4 ед.

Сначала провели гидроразрывы призабойных зон пласта всех нагнетательных скважин. Вследствие этого среднесуточная приемистость 1 нагнетательной скважины возросла с 51 м³/сут до 207 м³/сут. После этого вели закачку воды до тех пор, пока давление в пласте не возросло на 10% (стало равным 15,4 МПа). За счет этого возросли динамические уровни добывающих скважин с 1000 - 1100 м до 700 - 800 м.

Затем определили полуцикл закачки по известной формуле [3] при l = 500 м, = 0,05 м²/с.

Время полуцикла закачки оказалось равным 30 суткам.

В первом полуцикле, равном 30 суткам, остановили работу всех нагнетательных скважин. Во втором полуцикле, в течение 30 суток, закачали воду во все нагнетательные скважины.

Эффективность от проведения предлагаемого способа составила 14,7% от всей годовой добычи нефти в целом по залежи.

Источники информации

1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичный методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985, с. 144 - 145.

2. А.С. СССР N 1082332, 23.03.84, Бюл. N 11.

3. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985, с. 146 - 147.