RU2047747C1

RU2047747C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2047747C1
Application number: RU94018030A
Authority: RU
Inventors: С.М. Кузнецов; Н.Е. Поединчук; В.П. Веричев; В.А. Журавлева; И.И. Шопов; А.А. Просвирин
Original assignee: Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть"
Priority date: 1994-05-23
Filing date: 1994-05-23
Publication date: 1995-11-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородной нефтяной залежи. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, производят выравнивание профиля нагнетения в нагнетательных скважинах. Для этого определяют пористость и глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров. В пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластах с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий. После этого производят избирательные поинтервальные интерсификационные обработки пропластов. Те же операции проводят в добывающих скважинах. Перед выравниванием профиля притока в добывающих скважинах проводят изоляцию и отключение обводнившихся пропластков. 2 з. п. ф-лы, 2 табл.

Description

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие быстрого обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля нагнетания в нагнетательных скважинах [2] Известный способ позволяет добывать дополнительное количество нефти из залежи, однако часть извлекаемых запасов остается не вовлеченной в разработку.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля нагнетания в нагнетательных скважинах, согласно изобретению перед выравниванием профиля нагнетания в нагнетательных скважинах определяют пористость и глинистость пропластков нефтеносного пласта, при выравнивании профиля нагнетания в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине перфорируют меньшее количество перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большее количество перфорационных отверстий по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего проводят интенсификационные поинтервальные избирательные обработки пропластков.

Одновременно с выравниванием профиля нагнетания в нагнетательных скважинах возможно проведение тех же операций при выравнивании профиля притока в добывающих скважинах.

В добывающих скважинах возможно проведение изоляции и отключения обводнившихся пропластков перед выравниванием профиля притока.

Существенными признаками изобретения являются:
закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
отбор нефти через добывающие скважины;
выравнивание профиля нагнетания в нагнетательных скважинах;
определение пористости пропластков нефтеносного пласта в нагнетательных скважинах;
определение глинистости пропластков нефтеносного пласта в нагнетательных скважинах;
в нагнетательных скважинах в интервалах пропластков с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине перфорация скважины меньшим количеством перфорационных отверстий по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине;
в нагнетательных скважинах в интервалах пропластков с меньшей пористостью глинистостью перфорация скважин большим количеством перфорационных отверстий;
проведение интенсификационных избирательных поинтервальных обработок пропластков до выравнивания профилей нагнетания в нагнетательных скважинах;
проведение операций 4-8 в добывающих скважинах до выравнивания профиля притока;
проведение изоляционных работ и отключение обводнившихся пропластков в добывающих скважинах.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 существенными отличительными признаками изобретения, признаки 9-10 частными существенными признаками изобретения.

При обычной перфорации скважин разные пропластки в зависимости от их пористости и глинистости обладают разной проницаемостью и с разной скоростью проводят рабочий агент и добываемую продукцию. Поинтервальное избирательное перфорирование этих пропластков с разным количеством отверстий позволяет в значительной степени выровнять профили нагнетания и притока в скважинах. Однако при этом часто снижается приемистость нагнетательных и дебит добывающих скважин и не всегда удается в достаточной степени выровнять профили нагнетания и притока. Дополнительные интенсификационные работы в скважинах, проводимые поинтервально и избирательно, т.е. в каждом пропластке или группе пропластков отдельно, решают две задачи: восстановление общей продуктивности скважин и выравнивание профиля за счет увеличения продуктивности низкопродуктивных пропластков, перфорированных большим количеством отверстий. Совокупное использование дифференцированной перфорации пропластков и интенсификационной поинтервальной их обработки позволяет достичь результата, который невозможен при раздельном применении этих операций. Поинтервальные обработки проводят в основном при разделении пакерами зон продуктивного пласта. Интенсивность воздействия на пропластки при обработках определяют по коллекторским свойствам каждого пропластка и количеству перфорационных отверстий. Максимально продуктивные пропластки возможно бывает вообще не подвергать обработкам, а низкопродуктивные пропластки возможно бывает подвергать неоднократным обработкам, обработкам на повышенных режимах, например, по давлению закачки реагентов, их концентрации, более длительному воздействию.

На поздних стадиях разработка залежи перед проведением работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах целесообразно провести отключение обводнившихся пропластков, например, закачкой изолирующего материала и постановкой цементного моста в скважине. После этого возможно проведение операций по выравниванию профиля притока в оставшихся пропластках нефтеносного пласта.

П р и м е р 1. Разрабатывают нефтяную залежь длиной 15 км и шириной 10 км. Через 200 нагнетательных скважин закачивают пластовую или пресную воду, через 300 добывающих скважин отбирают нефть. При вводе в эксплуатацию очередной нагнетательной скважины при ее переводе из добывающей скважины в нагнетательную пропластки продуктивного горизонта распpеделяют по пористости и глинистости. Среднее значение пористости 15,3% среднее значение глинистости 5,5% среднее значение перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации 12.

В табл. 1 показано количество перфорационных отверстий по пропласткам в зависимости от пористости и глинистости пропластков. В пропластке 1 малая пористость и малая глинистость определяют среднее значение перфорационных отверстий. В пропластке 2 малая пористость и большая глинистость определяют назначение большего количества перфорационных отверстий 15 по сравнению со средним значением на погонный метр интервала перфорации. В пропластке 3 средняя пористость и малая глинистость определяют назначение меньшего количества перфорационных отверстий. В пропластке 4 малая пористость и малая глинистость определяет назначение меньшее количество перфорационных отверстий 9. В пропластке 5 большая пористость и малая глинистость позволяет назначить самое меньшее количество перфорационных отверстий 6. Поскольку в большей мере (ориентировочно в 1,5 раза) на количество перфорационных отверстий влияет глинистость, поэтому пропласток 6 перфорируют большим количеством перфорационных отверстий, несмотря на повышенное значение пористости.

После выполнения перфорационных отверстий пропластки 1 и 2 отделяют пакером от других пропластков и подвергают одноразовому воздействию солянокислотной обработки в объеме 12 м³ при давлении 16 МПа на устье. После этого отделяют пакерами пропластки 3 и 4 от других пропластков и подвергают солянокислотной обработке при давлении на устье 13 МПа. Пропласток 5 не обрабатывают. Пропласток 6 отделяют пакером от других пропластков и подвергают двукратной глинистокислотной обработке смесью соляной и плавиковой кислот в соотношении 3:1 по объему под давлением на устье 15 МПа.

По окончании обработок снимают профиль нагнетания и запускают скважину в эксплуатацию.

Профиль нагнетания показывает, что пропластки обладают практически одинаковой приемистостью.

Аналогично проводят обработки в других нагнетательных скважинах залежи.

П р и м е р 2. Выполняют аналогично примеру 1. Одновременно с выравниванием профиля нагнетания в нагнетательных скважинах проводят работы по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах.

В добывающей скважине определяют пористость и глинистость пропластков продуктивного пласта (табл.2).

Среднее значение пористости 17% среднее значение глинистости 4,2% среднее значение перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации 12.

В пропластке проводят изоляционные работы жидким стеклом с солянокислотным катализатором. Полке проведения изоляционных работ отключают пропласток 1, устанавливая в скважине в интервале 1 пропластка цементный мост.

В пропластках 2 и 3 малая пористость и большая глинистость определяет назначение большего количества перфорационных отверстий 15 по сравнению со средним значением на погонный метр интервала перфорации. В пропластках 4 и 5 малая глинистость определяет назначение меньшего количества перфорационных отверстий 9. В пропластке 6 среднее значение пористости и глинистости определяет назначение среднего количества перфорационных отверстий 12. В пропластке 7 большая пористость и малая глинистость определяет назначение меньшего количества перфорационных отверстий 6.

Перфорируют скважину назначенным количеством перфорационных отверстий на погонный метр интервала перфорации. После выполнения перфорационных отверстий пропластки 2 и 3 отделяют пакером от вышележащих пропластков и подвергают двукратному воздействию глинокислотной обработки. После этого отделяют пакерами 4 и 5 пропластки от выше- и нижележащих пропластков и подвергают однократному воздействию солянокислотной обработки. Пропласток 6 отделяют пакерами от выше- и нижележащих пропластков и подвергают однократному воздействию глинокислотной обработки. Пропласток не подвергают обработке. По окончании обработок снимают профиль притока и запускают скважину в эксплуатацию.

Профиль притока показывает, что пропластки обладают практически одинаковым дебитом.

Аналогично проводят выравнивание профиля притока в других добывающих скважинах залежи.

Применение предложенного способа позволит выравнять профили нагнетания и притока скважин и более полно извлекать нефть из пропластков с различной пористостью и глинистостью нефтеносного пласта.

Claims

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и выравнивание профиля нагнетания в нагнетательных скважинах, отличающийся тем, что перед выравниванием профиля нагнетания в нагнетательных скважинах определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров, а при выравнивании профиля нагнетания в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью по сравнению со средними значениями по скважине производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, по сравнению со средними значениями на погонный метр интервала перфорации по скважине, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в добывающих скважинах определяют пористость, глинистость пропластков нефтяного пласта и среднее значение этих параметров, в пропластках с большей пористостью и меньшей глинистостью производят перфорацию меньшим количеством перфорационных отверстий, в пропластках с меньшей пористостью и большей глинистостью большим количеством перфорационных отверстий, после чего производят избирательные поинтервальные интенсификационные обработки пропластков.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что перед проведением работ по выравниванию профиля притока в добывающих скважинах производят изоляцию и отключение обводнившихся пропластков.