способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, отличающийся тем, что перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, проводят технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч, когда в каналах водопритоков в обводненной части пласта начинает образоваться гель водорастворимого полимера, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, со скоростью отбора, определяемой по отсутствию водорастворимого полимера в отбираемой жидкости, и запускают скважину в работу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимера, суспендированного в невызывающей набухания жидкости (Патент США N 4328864, кл E 21 В 43/22, опублик. 1982 г.).

Известный способ не позволяет значительно повысить охват пласта воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи вследствие того, что закупоривающий материал не удерживается в высокопроницаемой зоне, а выносится из добывающей скважины или растворяется в пласте при работе нагнетательной скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку чередующихся оторочек суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и воды с уменьшением концентрации водорастворимого полимера в каждой последующей оторочке (Авторское свидетельство СССР N 1501597, кл. E 21 В 43/22, опублик. 1991 г. - прототип).

Известный способ позволяет закачать водорастворимый полимер в пласт на большую глубину, однако гелеобразование водорастворимого полимера проходит в нестационарных условиях, поэтому адгезия полимера к породе пласта оказывается невысокой и полимер склонен к миграции из скважин. Особенно сильно этот процесс развивается при закачке суспензии водорастворимого полимера в добывающие скважины. При последующей разработке полимер интенсивно выделяется из пласта в скважину и эффективность его воздействия резко снижается. Это приводит к сохранению обводненности добываемой продукции и уменьшению нефтеотдачи залежи.

В предложенном изобретении решатся задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, согласно изобретению, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, проводят технологическую выдержку, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, и запускают скважину в работу.

Признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины;

2) закачка через нагнетательные скважины рабочего агента:

3) закачка в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости;

4) перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости заполнение скважины безводной нефтью;

5) закачка суспензии через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации;

6) проведение технологической выдержки;

7) плавный отбор из скважины объема жидкости, равного закачанному;

8) запуск скважины в работу.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи происходит преимущественное обводнение наиболее проницаемых зон, а в менее проницаемых зонах сохраняются запасы нефти. Закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и направлением вытесняющих потоков в низкопроницаемые зоны удается повысить нефтеотдачу залежи. Однако водорастворимый полимер непрочно закрепляется в пласте и выходит из скважины при отборе пластовых флюидов, что снижает нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Это исключает нежелательный преждевременный контакт водорастворимого полимера с водой. Проводят закачку суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости из расчета 4 - 5 м³/м изолируемого интервала. Закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации на 3 - 4 м, что способствует вытеснению нефтью остатков воды из скважины. Проводят технологическую выдержку в течение 20 - 30 ч. В это время в обводненной части пласта под действием оставшейся в порах воды частицы водорастворимого полимера начинают образовывать гель, который частично заполняет каналы водопритоков. Для донасыщения частиц полимера водой и полной закупорки каналов водопритока из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному. Скорость отбора жидкости определяют по отсутствию водорастворимого полимера в отбираемой жидкости. Запускают скважину в работу.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве углеводородной жидкости используют безводную нефть или другие углеводородные жидкости. Используют 1 - 1,5%-ную суспензию водорастворимого полимера в углеводородной жидкости.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2350 м, пластовая температура 76^oC, пластовое давление 19,8 МПа, толщина пласта 36 м, пористость 14%, проницаемость 146 - 362 мД, вязкость нефти 40,26 MПа c, плотность нефти 0,884 г/см², коллектор - неоднородный песчаник с глинистыми пропластками

Через 5 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду, через 20 добывающих скважин отбирают нефть. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 88% приступают к мероприятиям по повышению нефтеотдачи залежи.

Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью.

Проводят закачку 1%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3,5 м ниже интервала перфорации, из расчета 5 м³/м изолируемого интервала. Толщина промытой части пласта составляет 4 м. Объем закачки составляет 20 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 20 ч. Из скважины плавно в течение 2 сут отбирают 20 м³ жидкости. Запускают скважину в работу и продолжают разработку залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 1,5%-ной суспензии водорастворимого полимера - частично гидролизованной карбоксиметилцеллюлозы в безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3 м ниже интервала перфорации, из расчета 4 м³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 16 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 25 ч. Из скважины плавно в течение 1,5 сут отбирают 16 м³ жидкости. Запускают скважину в работу и продолжают разработку залежи.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 1,3%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 4 м ниже интервала перфорации, из расчета 4,5 м³/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 18 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 30 ч. Из скважины плавно в течение 2,5 сут отбирают 18 м³ жидкости. Запускают скважину в работу и продолжают разработку залежи.

Через сутки реализации мероприятий по примерам 1 - 3 отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 30 - 40%.

Применение предложенного способа позволит вовлечь в разработку ранее неохваченные воздействием зоны пласта и повысить нефтеотдачу залежи.