способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий чередование закачки оторочек глинистой суспензии и воды, отличающийся тем, что плотность глинистой суспензии в оторочках увеличивают последовательно 1050 - 1200 кг/м³.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к процессам добычи нефти из неоднородных коллекторов и увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, который включает закачку в пласт через нагнетательную скважину полимергелевой системы, глинистой суспензии и водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества (Патент РФ N 2072422, кл. E 21 B 43/22, 1992). Недостатком этого способа является низкая технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по техническому решению к заявляемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку рабочего агента оторочек водной дисперсии глинопорошка и водорастворимого полимера, где в каждой последующей оторочке количество глинопорошка уменьшается в пределах от 15 до 0 вес.%, а количество порошка водорастворимого полимера увеличивается в пределах от 0,001 до 1 вес.%, при этом предусматривается увеличение давления закачки от одной оторочки к другой на 1-10% (Патент РФ 2136872, кл. E 21 B 43/22, 1999).

Недостатком данного способа является невысокая эффективность по снижению проницаемости обводненного коллектора, снижению обводненности продукции, добыче дополнительной нефти и высокая стоимость применяемого полимера.

Для увеличения эффективности по снижению проницаемости обводненного коллектора проводят чередование закачки оторочек глинистой суспензии и воды, при этом плотность глинистой суспензии в оторочках увеличивают последовательно от 1050 до 1200 кг/м³.

В ходе эксплуатации обводненного коллектора после закачки порции воды для поддержания пластового давления закачивают глинистую суспензию определенной плотности, затем закачивают порцию воды и оторочку глинистой суспензии уже большей плотности. И так повторяют чередование закачек порции воды и глинистой суспензии плотностью, определяемой технологической целесообразностью и возможностью.

При осуществлении этого способа, видимо, происходит постепенное снижение проницаемости наиболее обводнившихся частей коллектора благодаря постепенному поступлению в поры коллектора глинистых частиц, что приведет, в свою очередь, к выравниванию фронта вытеснения нефти. Последовательно увеличение плотности подаваемой в пласт глинистой суспензии, продавливаемой затем порцией воды, по-видимому, приведет к постепенному и надежному снижению проницаемости обводненного коллектора.

Технический результат достигается тем, что закачку вытесняющего агента и оторочек водных дисперсий глинопорошка по предлагаемому изобретению осуществляют в нагнетательные скважины, нефть и воду отбирают из добывающих скважин. Водную дисперсию готовят смешением глинопорошка в пресной воде, в каждой последующей оторочке плотность дисперсии увеличивают в пределах от 1050 до 1200 кг/м³ путем увеличения количества глинопорошка.

Постепенное увеличение глинопорошка в дисперсии позволяет закупорить сначала низкопроницаемые, в последующих этапах более высокопроницаемые обводненные коллекторы. Такое поэтапное снижение проницаемости обводненных коллекторов обеспечивает более глубокое воздействие вытесняющим агентом на коллектор и увеличивает добычу остаточной нефти, снижает обводненность продукции.

Для приготовления дисперсии применяется глинопорошок по ГОСТ 25795-83. Допускается применение глин из местных карьеров после разделения крупных фракций.

Способ осуществляется с применением действующих установок по приготовлению глинистых суспензий, серийно выпускающихся агрегатов и автоцистерн, и не требует разработки нового оборудования.

Эффективность существующего и предлагаемого способов определяют по изменению дебитов по нефти и снижению обводненности добываемой нефти из реагирующих скважин. Испытание проведено на Арланском месторождении, эксплуатирующемся по пласту C₂ и C₃ очаговым воздействием через нагнетательную скважину, окруженную несколькими добывающими скважинами.

Пример 1. (По прототипу)

Выбранный участок залежи эксплуатируется одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. В нагнетательную скважину проводят закачку четырех оторочек, состоящую из глинопорошка и полиакриламида (ПАА):

- первая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1200 кг/м³, содержащей 0,001% ПАА. Давление закачки увеличивается от 8 до 9 МПа. После продавливания водой давление снижается до 8 МПа;

- вторая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1150 кг/м³, содержащей 0,01% ПАА. Давление закачки увеличивается от 8 до 9 МПа;

- третья оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1100 кг/м³, содержащей 0,1% ПАА. Давление качки увеличивается до 9,8 МПа;

- четвертая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1050 кг/м³, содержащей 0,5% ПАА. Давление закачки увеличивается до 10,5 МПа.

Обработка нагнетательной скважины привела к снижению приемистости на 23%, которая при последующей эксплуатации восстанавливалась. Положительно отреагировали две добывающие скважины. Обводненность продукции скважин снизилась от 98,5 до 92,5% и от 90,6 до 71,6%, т.е. на 6 и 19%. Дебиты по нефти увеличились от 2,7 до 4,1 т/сут и от 14,5 до 17,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за шесть месяцев составила 250 и 520 т нефти.

Пример 2. (По предлагаемому способу).

Выбранный участок, имеющий аналогичные в первом примере геолого-промысловые показатели, эксплуатируется одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают 4 оторочки глинистой суспензии:

- первая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1050 кг/м³ продавлена 450 м³ водой;

- вторая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1100 кг/м³ продавлена 450 м³ водой;

- третья оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1150 кг/м³ продавлена 450 м³ водой;

- четвертая оторочка - 21 м³ глинистой суспензии плотностью 1200 кг/м³ продавлена на 450 м³ водой.

Приемистость скважины после обработки снизилась на 37%. Положительно отреагировали также две добывающие скважины. Обводненности продукции от 87,9 и 94,6% снизились до 79,1 и 82,9%, т.е. на 8,8 и 11,7%. Дебиты по нефти увеличились от 3,8 и 4,9 т/сут до 6,3 и 8,0 т/сут. Дополнительная добыча за шесть месяцев - 450 и 560 т нефти.

Применение предлагаемого способа позволило увеличить добычу дополнительной нефти за шесть месяцев на 240 т. Видимо, технологический эффект достигнут за счет более рационального закупоривания обводненных каналов разрабатываемого пласта.