способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин

Формула изобретения

Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин, основанный на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, отличающийся тем, что нагнетание рабочего агента производят при постепенном, в течение нескольких месяцев, увеличении давления, исключающем ее прорыв в соседние скважины и до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того, как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко, из условия смыкания трещин пластов залежи, прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, при этом в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, образующаяся в процессе эксплуатации добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, обеспечивающим увеличение нефтеотдачи нефтяных залежей с посаженным пластовым давлением.

Основным способом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины рабочим агентом, закачиваемым в пласт через нагнетательную скважину под давлением, и транспортировка нефти на поверхность земли насосом.

Известен способ, основанный на одновременной закачке в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой. [RU 2105142, Е21В 43/22, 1998].

Недостатком способа является его относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%.

Известен также способ, включающий закачку в скважину 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - нефтью или технической водой, с последующей выдержкой во времени [RU 2263204, Е21В 43/22, 2005].

Недостатком способа является его относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии.

Кроме того, известен способ, включающий закачку в скважину инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, при этом инвертная эмульсия содержит к качестве дисперсионной среды углеводородный растворитель или нефть, перед указанной эмульсией в скважину закачивают раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м³ при соотношении указанного раствора и кислоты или кислотообразующей соли от 1:2 до 1:3 [RU 2382186, C1, E21B 43/22, 20.02.2010].

Недостатком этого способа также является относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде.

Еще одним направлением разработки нефтяного пласта считается его заводнение через систему нагнетательных скважин, расположенных за контуром нефтяносности залежи и внутри контура. Внутриконтурное заводнение встречается чаще, особенно в низкопроницаемых пластах, представленных преимущественно пористотрещиноватыми. Заводнение таких пластов позволяет добыть не более 15% нефти от первоначальных запасов.

Один из известных способов, являющийся наиболее близким по технической сущности к предложенному [RU 2105871 C1, E21B 43/22, 27.02.1998], включает отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, перевод на поздней стадии разработки на залежи части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, определяют в них коэффициент продуктивности и закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, обеспечивая равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров: K_i/K _cp M_i/M_cp, где K_i - коэффициент продуктивности i-й скважины, м³/сут., МПа, K_cp - среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м³/сут., МПа, M_i - вязкость закачиваемого раствора в i-й скважине, Па·с, M_cp - среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па·с.

Способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако недостатком наиболее близкого технического решения является относительно низкая нефтеотдача. Основной причиной такой низкой результативности заводнения является образование сквозных трещин, соединяющих забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти.

Кроме того, содержащиеся в воде илистые частицы блокируют мелкие и мельчайшие трещины, образованные в ходе сингенетических и эпигенетических процессов, вследствие чего остаются только крупные трещины, облегчая образование сквозных каналов под действием давления нагнетания. Наиболее близкое техническое решение особенно неэффективно при разработке нефтяного пласта с посаженным пластовым давлением и при наличии в нем естественных трещин. В этом случае эффективность заводнения снижается вследствие растекания воды по подошве пласта, оставляя без воздействия прикровельную часть.

Требуемый технический результат заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин на залежи.

Требуемый технический результат достигается тем, что в способе, основанном на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, нагнетание рабочего агента производят при постепенном, в течение нескольких месяцев, увеличении давления, исключающем ее прорыв в соседние скважины, и до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко, из условия смыкания трещин пластов залежи, прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, при этом в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, образующаяся в процессе эксплуатации добывающих скважин.

На фиг.1 - схема района добычи с нагнетательной и добывающими скважинами со схемой распространения воды в пласте.

На фиг.2 - схема района добычи с переведенной в добывающий фонд нагнетательной скважины и добывающими скважинами и искусственно созданным подпорным режимом.

На фиг.3 - график закачки на скважине после снижения пластового давления.

На фиг.4 - фактические данные примера реализации способа.

Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин реализуется следующим образом.

Предложенный способ может быть использован преимущественно при разработках нефтяных залежей, имеющих низкое пластовое давление (менее 2,5 МПа).

Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин основан на периодическом нагнетании рабочего агента в виде водно-солевого раствора в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, при этом нагнетание рабочего агента производят при постепенном увеличении давления нагнетания до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины и переводят скважину вновь под добычу. В качестве закачиваемого водно-солевого раствора может быть использована, например, подтоварная вода.

ПРИМЕР РЕАЛИЗАЦИИ СПОСОБА

В качестве примера реализации способа на фиг.1 представлены схема района добычи с нагнетательной и добывающими скважинами и схема распространения воды в пласте, а на фиг.2 - схема района добычи с переведенной в добывающий фонд нагнетательной скважины и добывающими скважинами с искусственно созданным подпорным режимом.

Эффект повышения нефтеотдачи реализовался за счет вовлечения в разработку всей нефтенасыщенной толщины с низким пластовым давлением вследствие гравитационного перераспределения закачиваемых агентов в пласт. Из-за резкой разгрузки давления образовавшиеся поры в результате закачки резко перекрывались, вследствие чего закачанная вода не поступала в данную скважину. Этим самым достигался искусственный подпорный режим.

Время для гравитационного перераспределения было равно времени работ по переводу скважины из категории нагнетательных в категорию добывающих, которого достаточно для перераспределения фаз жидкостей.

Закачка рабочего агента в виде водно-солевого раствора осуществлялась несколько месяцев с постепенным увеличением в этот период давления нагнетания до значения, превышающего начальное пластовое давление в два раза. Постепенное увеличение давления производилось с целью исключения прорыва закачиваемой жидкости в соседние скважины, что может происходить при резком повышении давления.

При этом нежелательным является и увеличение давления нагнетания на величину, превосходящую начальное пластовое давление, более чем вдвое, так как при этом может произойти нарушение заколонного пространства, т.е. прорыв воды в другие горизонты. В то же время, поскольку при разгрузке пласта происходит потеря давления примерно 80-90% от нагнетаемого, то величина давления нагнетания, превосходящая начальное пластовое давление в два раза, является наиболее предпочтительной, что подтверждено экспериментально.

На графике (Фиг.3) представлен график закачки на экспериментальной скважине, которая была переведена в нагнетательную после снижения пластового давления, а на фиг.4 - фактические данные примера реализации способа.

На момент перевода по данной скважине было отобрано 1020 тонн жидкости, начальное пластовое давление составляло 60 атм. На графике видно, как после увеличения давления нагнетания выше начального пластового давления более 2 раз происходит разрыв пластов, тем самым приемистость увеличивается, а давление нагнетания падает. В этом случае разрыв произошел по той причине, что объем закачки составил более чем 1020 тонн.

Снижение давления производилось резкой разгрузкой пласта. Только этим обеспечивалось то, что трещины, образовавшиеся при закачке, смыкались, и закачанная жидкость не поступала обратно в скважину.

Объем закачки рабочего агента в виде водно-солевого раствора выбирался равным объему добытой жидкости для получения компенсации отбора. В случае закачки объема, превосходящего объем добытой жидкости, возможно перенасыщение пласта, что может повлечь за собой прорывы закачиваемой жидкости в соседние скважины. Это также подтверждено экспериментально, как было сказано выше при закачке в экспериментальную скважину, закачиваемая жидкость прорвалась в соседнюю скважину.

Способ позволяет повысить пластовое давление локально и увеличить продуктивность пласта.

Таким образом, благодаря усовершенствованию известного способа, достигается требуемый технический результат, заключающийся в повышении нефтеотдачи залежей с посаженным пластовым давлением, поскольку практически исключается образование сквозных трещин, соединяющих в известном способе забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти.