способ разработки многопластовой нефтяной залежи с разнопроницаемыми пластами

Формула изобретения

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с разнопроницаемыми продуктивными пластами, включающий закачку в обводненный пласт глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением равномерного радиального перемещения ее в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, отличающийся тем, что выбирают нагнетательную скважину с двумя и более пространственно выдержанными перфорированными пластами с двух и более кратной разницей проницаемостей, имеющую как минимум одну обводненную закачиваемой водой не менее чем на 80% взаимодействующую по одноименным пластам добывающую скважину, вводят в радиусе 20 м вокруг скважины при давлении закачки, не допускающем образования трещин в пластах, глинистую суспензию в количестве 0,5 объема пор наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов с разницей проницаемостей не более чем в 1,5 раза, с содержанием глины в суспензии от 60 до 120 кг/м³, в зависимости от проницаемости, уплотняют введенную оторочку глинистой суспензии оттеснением ее на 20 м от скважин в глубь высокопроницаемых пластов закачкой воды в количестве 0,5 объема пор под давлением, на 20-30% превышающем принятое на залежи рабочее давление нагнетания воды для поддержания давления в пласте.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи многопластовых эксплуатационных объектов с разнопроницаемыми пластами. Обеспечивает увеличение выработки запасов заводненных пластов за счет увеличения эффективности вытеснения нефти из менее проницаемых продуктивных пластов.

Известен способ увеличения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях разработки месторождений за счет прироста охвата заводнением путем искусственного повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых интервалов пластов закачкой в них водных суспензий осадкообразующих реагентов (а.с. 1566820, кл. Е 21 В 43/22, 1996).

Недостатком способа является небольшое увеличение объемного охвата неоднородного пласта заводнением из-за ограничения действия создаваемого потокоотклоняющего барьера околоскважинной областью пластов в нагнетательной скважине.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки заводненных нефтяных пластов с неоднородной проницаемостью, включающий закачку в обводненный пласт глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением равномерного радиального перемещения ее в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, обусловливающий перераспределение сложившихся в пласте фильтрационных потоков закачиваемых вод (патент РФ 2157884, кл. Е 21 В 43/20, 2000).

Недостатком известного способа является ограничение области эффективного применения отдельными монолитными пластами с послойной неоднородной проницаемостью.

Техническим результатом от использования заявляемого способа является прирост выработки запасов многопластовых объектов за счет увеличения эффективности охвата заводнением менее проницаемых пластов залежей.

Технический результат достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи с заводненными пластами с неоднородной проницаемостью, включающем закачку в обводненный пласт глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением равномерного радиального перемещения ее в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными глинистыми частицами, преобразование введенной в пласт оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, обусловливающий перераспределение сложившихся в пласте фильтрационных потоков закачиваемых вод, согласно изобретению с целью увеличения эффективности охвата заводнением нефтяных залежей с разнопроницаемыми пластами выбирают нагнетательную скважину с двумя и более пространственно выдержанными перфорированными пластами с двух и более кратной разницей проницаемостей, имеющею как минимум одну обводненную закачиваемой водой не менее чем на 80% взаимодействующую по одноименным пластам добывающую скважину, вводят в радиусе 20 м вокруг скважины при давлении закачки, не допускающем образования трещин в пластах, глинистую суспензию в количестве 0,5 объема пор наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов с разницей проницаемостей не более чем в 1,5 раза, с содержанием глины в суспензии от 60 до 120 кг/м³, в зависимости от проницаемости, уплотняют введенную оторочку глинистой суспензии оттеснением на 20 м от скважины в глубь высокопроницаемых пластов закачкой воды в количестве 0,5 объема пор под давлением, на 20-30% превышающем принятое на залежи рабочее давление нагнетания воды для поддержания давления в пласте.

Способ осуществляется в следующей последовательности. В разрабатываемой с применением заводнения залежи с разнопроницаемыми эксплуатируемыми продуктивными пластами выбирают нагнетательную скважину с двумя и более пространственно выдержанными перфорированными пластами с двух и более кратной разницей проницаемости, имеющую как минимум одну обводненную закачиваемой водой не менее чем на 80% взаимодействующую по одноименным пластам добывающую скважину.

По материалам ГИС в скважине определяют средние значения проницаемости перфорированных пластов, толщину, среднее значение коэффициента пористости наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов.

Рассчитывают объем закачки глинистой суспензии с допущением равномерного радиального перемещения ее в радиусе 20 м вокруг скважины с заполнением 0,5 объема пор коллекторов наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов.

Устанавливают концентрацию нагнетаемой глинистой суспензии в значениях: 60 кг/м³, 80 кг/м³, 100 кг/м³, 120 кг/м³ соответственно для следующих диапазонов проницаемости наиболее высокопроницаемых водопринимающих пластов: 0,20-0,40 мкм²; 0,41-0,80 мкм²; 0,81-1,60 мкм²; больше 1,60 мкм².

Рассчитывают объем закачиваемой воды, необходимый для уплотнения введенной оторочки глинистой суспензии, с допущением равномерного оттеснения ее от скважины на 20 м в глубь пластов с заполнением 0,5 объема пор коллекторов.

Расчетный объем глинистой суспензии вводят в пласты непрерывной закачкой используемыми в нефтяной промышленности передвижными насосными установками (агрегатами) при давлении нагнетания, не допускающем образования трещин в пластах.

Непрерывной закачкой после глинистой суспензии вводят в пласты расчетный объем воды при давлении, на 20-30% превышающем установленное на скважине до применения способа рабочее давление нагнетания воды, после чего скважину подключают в линию закачки воды для поддержания давления пласта.

Способ реализован на многопластовой нефтяной залежи горизонта Д₁, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения с разнопроницаемыми продуктивными пластами.

Для применения способа была выбрана нагнетательная скважина 8863, в которой перфорированы пласты а, б₃, г₁ с проницаемостями соответственно 1,498 мкм²; 0,090 мкм²; 0,574 мкм². По пластам а, б₃, г₁ со скважиной 8863 взаимодействуют обводненные закачиваемой водой более чем на 90% добывающие скважины 9081, 9147.

По материалам ГИС в скважине 8863 определялись толщина (h), среднее значение коэффициента пористости (К_П) наиболее высокопроницаемого водопринимающего пласта а. Параметры имеют следующие значения: h - 4,6 м, К_П - 0,228.

Объем закачиваемой в пласт оторочки глинистой суспензии рассчитывался согласно формуле:

V=ПR²hК_П/2 ,

где V - объем глинистой суспензии, м³; R - принятое значение радиуса проникновения суспензии в пласт - 20 м; h - толщина пласта а - 4,6 м; К_П/2 - доля заполнения объема пор коллектора пласта а - 0,114.

Расчетный объем глинистой суспензии составил 658 м³, содержание глины в суспензии с учетом среднего значения проницаемости пласта а (1,498 мкм²) - 100 кг/м³.

По вышеприведенной формуле с аналогичными параметрами рассчитывался объем закачиваемой воды, необходимый для уплотнения введенной оторочки глинистой суспензии, который составил 658 м³.

Глинистая суспензия нагнеталась в пласты через насосно-компрессорные трубки (НКТ) передвижной насосной установкой ЦА - 320 м при устьевом давлении, не допускающем образования трещин в пласте. Непрерывной закачкой после нагнетания глинистой суспензии в пласты через НКТ вводился расчетный объем сточной воды при давлении, на 20-30% превышающем установленное на скважине рабочее давление нагнетания воды (9 МПа), после чего скважина была подключена в линию закачки воды по поддержанию пластового давления (ППД).

Проявление технологического эффекта, выражающееся в дополнительной добыче нефти из реагирующих добывающих скважин, достигнет максимального значения спустя 6-8 месяцев после применения способа в нагнетательной скважине 8863 положительной реакцией взаимодействующих добывающих скважин 9080, 9081, 9083, 755, 9146, 9147, 13887.

Спустя два месяца после применения способа положительная реакция установлена в добывающих скважинах 755, 9083, 9147, 13887, из которых суммарная дополнительная добыча нефти составила 45 т. Проявление эффекта продолжается.