способ разработки нефтяных залежей

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных залежей, включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, отличающийся тем, что предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по результатам исследований определяют тип, объем и структурно-механические свойства изолирующих составов для водонепроницаемых экранов.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве трассирующих агентов применяют химические индикаторы: флюоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активизации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей, находящихся на 3-й и 4-й стадиях разработки.

Известно, что основным способом разработки нефтяных залежей является вытеснение нефти водой, закачиваемой через нагнетательные скважины, и добыча ее через добывающие скважины. В условиях неоднородных по геолого-физическим свойствам пластов к третьей-четвертой стадиям разработки залежей ряд скважин обводняется и при предельной обводненности переводится в контрольный или бездействующий фонд. В соответствии со способом увеличения охвата неоднородных пластов заводнением [1] для увеличения охвата в эти скважины осуществляют закачку потокоотклоняющих химических реагентов и таким образом увеличивают охват пласта вытеснением.

Недостатком данного способа является следующее. В процессе разработки залежей меняют объемы нагнетаемой воды в нагнетательные скважины. Одни нагнетательные скважины останавливают, другие запускают. В связи с этим меняются направления и траектории путей, по которым движутся фильтрационные потоки. Поэтому закачка потокоотклоняющих реагентов во все простаивающие скважины приведет к непроизводительным материальным затратам, так как из практики известно, что многие простаивающие скважины могут находиться в стороне от основных путей фильтрации нагнетаемой воды. Кроме того, емкость высокопроницаемых каналов принята в способе в среднем около 1%, что на многих участках залежей далеко не так. Поэтому выбор объема закачиваемого реагента несовершенен. Это в ряде случаев может приводить к недонасыщению высокопроницаемых каналов потокоотклоняющими реагентами и низкой эффективности работ.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки нефтяных залежей [2], включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установку через расположенные в прогибах пласта обводненные скважины водонепроницаемых экранов.

Недостатком данного способа является то, что во многих случаях направления основных фильтрационных потоков, по которым вода, вытесняющая нефть, движется от нагнетательных к добывающим скважинам, не совпадают с прогибами пласта. Поэтому закачка изолирующих составов в скважины, выбранные этим способом, во многих случаях неэффективна и приводит к значительным непроизводительным затратам. Кроме того, данный способ не позволяет определить объемы и структурно-механические свойства изолирующих составов, удовлетворяющие условиям максимального насыщения ими высокопроницаемых каналов фильтрации в зонах движения основных фильтрационных потоков.

Задачей, решаемой данным изобретением, является повышение эффективности технологии разработки нефтяных залежей и увеличение нефтеотдачи пластов.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяных залежей, включающем заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установку через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, согласно изобретению для установки водонепроницаемых экранов выбирают те скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, а путь движения определяют путем закачки в каждую обводненную скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины.

Кроме этого по результатам исследований определяют тип, объем и структурно-механические свойства изолирующих составов для водонепроницаемых экранов.

В качестве трассирующих агентов могут применяться химические индикаторы: флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид аммония и другие.

Способ осуществляют следующим образом.

На начальной стадии разработки продуктивный нефтенасыщенный пласт вскрывают системой скважин, в которые входят нагнетательные и добывающие скважины. Скважины располагают согласно утвержденной схеме разработки залежи. Путем закачки воды в нагнетательные скважины нефть вытесняют к добывающим скважинам. В течение всего периода разработки месторождения осуществляют комплекс мероприятий по ограничению водопритока к добывающим скважинам и увеличению охвата пласта заводнением. При прохождении фронта вытеснения по пласту продукция отдельных добывающих скважин достигает предельной обводненности, после которой добыча нефти становится нерентабельной. Обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие и контрольные. Для уменьшения объема воды, поступающей в работающие добывающие скважины (ограничение водопритока), на пути движения основных фильтрационных потоков следует устанавливать водонепроницаемые экраны для изменения направлений фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта вытеснением.

Для определения основных путей фильтрационных потоков в простаивающие обводненные скважины в объемах 10-30 м³ закачивают трассирующие агенты (ТА) и выполняют полииндикаторные исследования. В качестве ТА применяют флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид аммония и другие химические индикаторы. При этом в одну простаивающую скважину закачивают флуоресцеин, в другую - карбамид, в третью - нитрат аммония, в четвертую - роданид аммония и т.д. ТА продавливают продавочной жидкостью в пласт и оставляют бездействующие скважины в покое. В нагнетательные скважины продолжают закачку воды в прежнем режиме. При этом если в зоне нахождения какой-либо из простаивающих скважин, в которые закачали ТА, имеются промытые фильтрационные каналы, по которым потоки воды без совершения работы по вытеснению перемещаются от нагнетательных к работающим добывающим скважинам, то эти потоки подхватывают ТА и доставляют к работающим добывающим скважинам. На устье добывающих скважин отбирают пробы добываемой жидкости и доставляют в лабораторию. В этих пробах в соответствии с существующими методиками определяют концентрации всех закачанных в простаивающие скважины ТА. В результате анализа полученных значений концентрации ТА по известным схемам определяют скорости движения фильтрационных потоков, проницаемость и объемы промытых водой каналов. Исходя из значений объема промытых каналов, выбирают объемы изолирующих составов водонепроницаемых экранов, достаточные для насыщения ими каналов фильтрации. Полученные значения скорости движения фильтрационных потоков и проницаемости каналов фильтрации применяют для определения типа изолирующего состава и его структурно-механических свойств (вязкости, прочности, напряжения сдвига, адгезии к породе). Для установки водонепроницаемых экранов применяют осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные растворы с регулируемым временем гелеобразования и т.п.

Установка в пласте на пути движения фильтрационных потоков воды водонепроницаемых экранов приводит к изменению движения этих потоков в направлении слабовыработанных зон пласта, вытеснению нефти из застойных и тупиковых зон, способствует увеличению охвата пластов вытеснением и снижению обводненности добываемой продукции в действующих добывающих скважинах. Выборочный подход к определению простаивающих скважин, через которые производят закачку водонепроницаемых экранов, существенно снижает непроизводительные материальные и трудовые затраты при разработке нефтяных залежей.

Способ реализован на III блоке Елецко-задонской залежи Березинского месторождения РУП «ПО «Белоруснефть».

ТА закачивались в простаивающие обводненные скважины 8 и 136. В скважину 136 в качестве ТА закачивался 0,25% раствор уранина в объеме 10 м ³. Отбор проб проводился по 12 добывающим скважинам. Период исследований - 64 сут. Анализ результатов исследований показал, что основные объемы меченой жидкости от скважины 136 направлены к добывающим скважинам 108 и 148 (60% воды, фильтрующейся от скважины 136). С максимальной скоростью, равной 505 м/сут, первая порция меченой жидкости достигла скважины 122. Основные объемы ТА подошли к добывающим скважинам со средней скоростью 20-113 м/сут, за исключением скважины 122, к которой средняя скорость составила 398 м/сут. Практически по всем скважинам ТА выносился в течение первых 14 суток. За период исследований вода от скважины 136 в добывающие поступала по 1-4 системам фильтрационных каналов с проницаемостью в пределах 0,08-0,38 мкм³.

В скважину 8 в качестве ТА закачивался 5% раствор карбамида в объеме 10 м³. Отбор проб проводился по 12 добывающим скважинам. Период исследований - 60 сут. Анализ результатов исследований показал, что основные объемы меченой жидкости от скважины 8 направлены к добывающим скважинам 135, 121 и 100 (62% воды, фильтрующейся от скважины 8). С максимальной скоростью, равной 1003 м/сут, первая порция меченой жидкости достигла скважины 122. Основные объемы индикатора подошли к добывающим скважинам со скоростями 6-24 м/сут, за исключением скважины 122 и 148, к которым основные объемы подошли со скоростями 205 и 58 м/сут соответственно. Анализ динамики выноса ТА показывает, что он выносится практически весь период исследований. Вода от скважины 8 к добывающим скважинам поступала по 3-6 системам фильтрационных каналов с проницаемостью в пределах 0,01-1,63 мкм². Приведенные данные позволили сделать вывод, что через участок скважины 136 фильтруется относительно небольшой объем воды, нагнетаемый в скважины 102 и 103. Через участок же скважины 8 фильтруется довольно значительное количество воды, нагнетаемой в скважины 102, 109 и 103. Поэтому с целью изменения направления фильтрационных потоков от нагнетательных скважин 102, 109 и 103 к добывающим было рекомендовано закачать в скважину 8 изолирующие составы в объеме 250 м³ и, установив на пути фильтрации водонепроницаемый экран, тем самым увеличить охват пластов вытеснением. Работы по закачке изолирующих составов реализованы в августе-сентябре 2007 г. путем закачки в простаивающую скважину 8 для установки водонепроницаемого экрана на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных скважин 102, 103 и 109 изолирующего состава в объеме 250 м³ , в качестве которого использовали композицию на основе реагента ОВП-1 и силиката натрия.

Источники информации

1. Патент РБ № 87, МПК Е21В 43/20, опубл. 1994.09.30.

2. Патент РФ № 2099512, МПК Е21В 43/20, опубл. 1997.12.20.