способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины

Формула изобретения

Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в скважину суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и продавку ее в пласт, отличающийся тем, что закачку суспензии осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, а в качестве суспензии водорастворимого полимера применяют такую суспензию, которая обеспечивает возможность ее проникновения только в раскрывшиеся трещины высокопроницаемого пропластка и отфильтровывания на поверхности низкопроницаемого пропластка для препятствия попадания в него закачиваемого затем легкофильтрующегося гелеобразующего состава со сроком гелеобразования 3 - 4 ч, при этом после гелеобразования этого состава давление в скважине сбрасывают ниже давления в низкопроницаемом пропластке.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи залежей с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.

Известен способ обработки нагнетательных скважин путем порционной закачки в пласт гелеобразующих составов (ГОС), дисперсий кольматируюших составов (КС) и продавочной жидкости [1].

Недостатком данного способа является невысокая нефтеотдача залежи ввиду недостаточного перераспределения закачиваемой воды между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ селективной изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий закачку в скважину суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и продавку ее в пласт [2].

Известный способ позволяет выровнить профиль приемистости нагнетательной скважины и повысить нефтеотдачу залежи. Однако эффективность от применения способа низкая вследствие того, что суспензия водорастворимого полимера проникает и перекрывает только трещины в призабойной зоне пласта. Это приводит к преждевременному прорыву воды в добывающую скважину по более высокопроницаемому пропластку и снижению текущей нефтеотдачи пласта.

В изобретении решается задача увеличения тампонирования высокопроницаемого пропластка для повышения нефтеотдачи залежи путем перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками.

Задача решается тем, что в способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем закачку в скважину суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и продавку ее в пласт, согласно изобретению, закачку суспензии осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, дополнительно закачивают гелеобразующий состав и после его гелирования давление в скважине сбрасывают ниже давления в низкопроницаемом пропластке.

Существенными признаками изобретения являются:

1. закачка в скважину суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости;

2. продавка суспензии в пласт;

3. закачка суспензии при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке;

4. закачка гелеобразующего состава;

5. сброс давления в скважине ниже давления в низкопроницаемом пропластке после гелирования гелеобразующего состава.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению нефтеотдачи пласта. Для предупреждения и борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым пропласткам проводят работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако эффективность от проведения работ низкая вследствие того, что суспензия водорастворимого полимера проникает и перекрывает только трещины в призабойной зоне пласта, что приводит к преждевременному прорыву воды в добывающую скважину по более высокопроницаемому пропластку и снижению текущей нефтеотдачи пласта.

В изобретении решается задача повышения эффективности выравнивания профиля приемистости и увеличения нефтеотдачи пласта за счет перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками.

Задача решается следующей совокупностью операций.

В скважину закачивают суспензию водорастворимого полимера в инертной жидкости, причем закачку суспензии осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, и продавливают ее в пласт. Затем дополнительно закачивают гелеобразующий состав и после его гелирования давление в скважине сбрасывают ниже давления в низкопроницаемом пропластке.

В качестве водорастворимых полимеров могут быть использованы различные импортные (“Финфикс”, “Тилоза” и др.) или отечественные марки производной целлюлозы, в частности Камцел (водорастворимый полимер мелкозернистый сыпучий или порошкообразный от белого до кремового цвета, выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2231-001-50277563-2000), различные марки импортного (DKS-ORP-F-40NT, РДА-1020, РДА-1004, CS-6, ACCOTROL и др.) или отечественного ПАА (типа АК-642) и другие порошкообразные полимеры.

В качестве инертной жидкости могут быть использованы различные солевые растворы (СаСl₃, MgCl₂, NaCl или их смеси) или углеводородные жидкости (нефть, конденсат, дизельное топливо и др.).

В качестве гелеобразующего состава может использоваться любой легкофильтрующийся состав на основе полимеров, лигносульфонатов, кремнийорганических соединений, силиката натрия и др. с регулируемым сроком схватывания.

Известно, что при нагнетании воды в многопластовые скважины в пластах (пропластках), сложенных терригенными породами, открывается одна или несколько трещин, причем в более проницаемых. При этом давление раскрытия трещин составляет 0,5-0,65 Рг (горного давления). Более точно, давление раскрытия трещин можно определить при исследованиях скважины на приемистость и построении индикаторных диаграмм. Излом кривой на индикаторной диаграмме соответствует давлению раскрытия трещин в пласте.

При закачке суспензии под давлением свыше давления раскрытия трещин частицы водорастворимого полимера проникают только в трещину, раскрывшуюся в высокопроницаемом пропластке, а на поверхности низкопроницаемого пропластка они отфильтровываются, препятствуя в дальнейшем попаданию в него легкофильтрующегося гелеобразующего состава. При продавливании суспензии в пласт происходит упаковка частиц полимера в трещине.

При закачке гелеобразующего состава он попадает только в высокопроницаемый пропласток, т.к. на поверхности низкопроницаемого отфильтровались частицы полимера. Через расчетное время происходит гелеобразование (гелирование).

При сбросе давления в скважине (например, открытием задвижки на устье скважины) ниже давления в низкопроницаемом пропластке происходит приток жидкости из низкопроницаемого пропластка и “самоочистка” его поверхности от полимерных частиц.

Для усиления эффекта перераспределения закачки воды между пропластками возможна интенсифицирующая обработка низкопроницаемого пропластка.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 20 м; пористость - 0,18; абсолютная проницаемость - 0,120 мкм²; температура пласта - 85С; начальное пластовое давление - 26,0 МПа; отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков равно 3,2; толщина глинистой перемычки между пропластками - 4м.

По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 85%. По результатам ПГИ (промысловых геофизических исследований) в нагнетательной скважине высокопроницаемый пропласток принимает 80% закачиваемой воды. По результатам исследований скважины на приемистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8 МПа.

В нагнетательную скважину при давлении 8,5 МПа на устье скважины закачивают суспензию ПАА в нефти и продавливают ее в пласт. Затем закачивают гелеобразующий состав со сроком гелеобразования 4 час. После гелирования состава сбрасывают давление в скважине до 0,1 МПа на устье. Пускают скважину в работу. Высокопроницаемый пропласток стал принимать 50% закачиваемой воды.

Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 90%. По результатам ПГИ (промысловых геофизических исследований) в нагнетательной скважине высокопроницаемый пропласток принимает 90% закачиваемой воды. По результатам исследований скважины на приемистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 7 МПа.

В нагнетательную скважину при давлении 8,5 МПа на устье скважины закачивают суспензию Камцела в конденсате и продавливают ее в пласт. Затем закачивают гелеобразующий состав со сроком гелеобразования 3,5 час. После гелирования состава сбрасывают давление в скважине до 0,1 МПа на устье. Пускают скважину в работу. Высокопроницаемый пропласток стал принимать 45% закачиваемой воды.

Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 95%. По результатам ПГИ (промысловых геофизических исследований) в нагнетательной скважине высокопроницаемый пропласток принимает 95% закачиваемой воды. По результатам исследований скважины на приемистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 6 МПа.

В нагнетательную скважину при давлении 8,0 МПа на устье скважины закачивают суспензию ПАА в 20%-ном растворе СаСl₂ и продавливают ее в пласт. Затем закачивают гелеобразующий состав со сроком гелеобразования 3 час. После гелирования состава сбрасывают давление в скважине до 0,1 МПа на устье. Пускают скважину в работу. Высокопроницаемый пропласток стал принимать 40% закачиваемой воды.

Применение предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины в неоднородных пластах позволяет за счет перераспределения закачки воды между пропластками вовлекать в активную разработку низкопроницаемые пропластки, повысить темп разработки и нефтеотдачу залежи.

Источники информации

1. Патент Российской Федерации № 2131022, Е 21 В 43/22, 1998 г.

2. Патент Российской Федерации № 1728469, Е 21 В 33/13, 1987 г.