RU2095549C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Способ включает чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды в нагнетательную скважину. Закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды до уровня минерализации закачиваемой воды. Отпор пластовых флюидов при прекращении закачки воды производят до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды до уровня минерализации пластовой воды. При разновременном достижении стабильной величины минерализации добываемой воды в разных добывающих скважинах соответствующие добывающие скважины закрывают до достижения всеми остальными стабильной величины минерализации добываемой воды. 1 з.п. ф-лы,2 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта заводнением.

Известны способы разработки нефтяного пласта путем закачки воды в нагнетательные скважины и добычи пластовых флюидов из добывающих скважин. Однако при использовании этих способов для разработки неоднородных нефтяных пластов нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах, снижая тем самым эффективность разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ циклического заводнения неоднородного нефтяного пласта [1] Метод предусматривает изменение режима нагнетания воды в пласт таким образом, что период закачки воды (без отбора или с одновременным отбором пластовых флюидов) чередуют с периодом только отбора пластовых флюидов. Это приводит к интенсификации капиллярных процессов и способствует включению в работу прослоев, зон, участков пласта с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением.

При этом одним из определяющих факторов успешности способа является длительность периодов закачки воды и отбора пластовых флюидов (t). Обычно ее рассчитывают исходя из пьезопроводности пласта κ и расстояния от линии нагнетания до линии отбора (l) по формуле
t = l²/2κ (1)
Однако пьезопроводность определяют путем проведения продолжительных (до 7 10 дней) промысловых исследований, а вследствие неоднородности пласта получают определенную величину пьезопроводности всего исследуемого объема пласта.

Это ведет к снижению точности определения длительности периодов, а следовательно, невозможности оперативного управления процессом и снижению его эффективности.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки неоднородного нефтяного пласта за счет более точного определения длительности периодов закачки воды и отбора пластовых флюидов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательные скважины, закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды до уровня минерализации закачиваемой воды, а отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды до уровня минерализации пластовой воды.

Другим отличием способа является то, что при разновременном достижении стабильной величины минерализации добываемой воды в разных добывающих скважинах соответствующие добывающие скважины закрывают до достижения всеми остальными стабильной величины минерализации добываемой воды.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".

Сущность способа.

Характерными особенностями неоднородных коллекторов являются следующие. Основной, преобладающий объем нефти находится в матрице низконепроницаемой пористой среде, а проницаемость, гидропроводность определяются трещиноватостью (высоконепроницаемыми прослоями). В таких коллекторах на поздних стадиях разработки приток нефти обусловлен в основном противоточной капиллярной пропиткой: при впитывании закачиваемой воды в матрицу (низкопроницаемую часть пласта) нефть из нее переходит в трещины (высокопроницаемые прослои) и выносится водой в добывающие скважины. Пластовая вода из матрицы (низкопроницаемой части пласта) также вытесняется в трещины (высокопроницаемые части пласта). К добывающим скважинам в это время подходит смесь закачиваемой и пластовой вод в разных соотношениях.

Однако интенсивность капиллярной пропитки во времени непостоянна. В момент, когда во всем межскважинном интервале объем закачиваемой воды начинает превышать объем воды, впитывающейся за счет капиллярной пропитки, фронт закачиваемой воды достигает добывающей скважины и минерализация попутно добываемый воды начинает приближаться к минерализации закачиваемой воды. Стабилизация минерализации будет свидетельствовать о значительном замедлении капиллярной пропитки. Дальнейшая закачка воды неэффективна и ведет лишь к дополнительным затратам.

Длительность периода закачки воды с одновременным отбором пластовых флюидов в заявленном способе определяется моментом достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации закачиваемой. После этого осуществляют только отбор пластовых флюидов до того момента, когда практически закончится капиллярная пропитка в межскважинном интервале как за счет снижения упругого запаса от закачки, так и за счет исчерпания объема воды, находившейся в высокопроницаемых частях пласта. При этом произойдет стабилизация величины минерализации добываемой воды на уровне пластовой, характерной для воды из низкопроницаемой части пласта (матрицы), что также предлагается использовать в качестве параметра для контроля за длительностью периода отбора.

Таким образом, в заявленном способе для определения длительности периода закачки воды с одновременным отбором и длительности периода только отбора (прекращения закачки) используют величину минерализации попутно добываемой воды, которая с большой достоверностью отражает ход капиллярных процессов, что гарантирует эффективность циклического заводнения.

При наиболее распространенной системе разработки от одной нагнетательной работают несколько добывающих скважин. При этом в силу неоднородности пласта не только по толщине, но и по простиранию, капиллярные процессы неодинаковые, а потому неодновременно будет достигаться стабилизация минерализации добываемой воды. В этом случае, чтобы не прекращать поступления воды в те участки, где еще не завершился процесс капиллярной пропитки, но и не закачивать воду туда, где он завершился, при работающей нагнетательной скважине перекрывают те добывающие скважины, в которых минерализация добываемой воды уже стабилизировалась. Когда будет достигнута стабилизация минерализации добываемой воды в последней добывающей скважине, открывают все закрытые до этого добывающие скважины и одновременно начинают отбор жидкости из них. При этом закачка воды в нагнетательную скважину прекращается.

В период только отбора жидкости также разновременно наступает стабилизация минерализации воды для разных добывающих скважин. В этом случае также перекрывают те добывающие скважины, в которых стабилизация наступила раньше, не прекращая отбора жидкости из других. Когда и в последней добывающей скважине минерализация стабилизируется, открывают все закрытые ранее добывающие скважины и приступают к новому циклу.

Таким образом, предлагаемая совокупность признаков обеспечивает эффективное вытеснение нефти из неоднородного нефтяного пласта.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области техники не позволило в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что дает основание сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия".

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, представленного карбонатными коллекторами трещинно-порового типа, разбурен по пятиточечной схеме: одна нагнетательная и четыре добывающих скважины (1, 2, 3 и 4). Участок имеет следующие средние параметры (характеристики): пористость 20; проницаемость 250 м, пьезопроводность 1800 см²/с, расстояние от нагнетательной до добывающих скважин 500 м, минерализация пластовой воды 160 г/л.

Через нагнетательную скважину производят закачку пресной воды (минерализацией 1 г/л) с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом производят анализ минерализации попутно добываемой воды с периодичностью 1 раз в 2 3 сут.

Результаты представлены в табл. 1.

Как видно из данных табл. 1, через определенный период после начала закачки воды наступает стабилизация минерализации добываемой воды на уровне минерализации закачиваемой воды. Раньше всех (на 8 сут) эта стабилизация наступила для скважины N2. Во избежание излишней (непроизводительной) промывки участка пласта, разрабатываемого этой скважиной, скважины N2 отключают, в то время как закачку воды в нагнетательную скважину и добычу пластовых флюидов из остальных добывающих скважин продолжают. В этих скважинах стабилизация минерализации добываемой воды на уровне закачиваемой наступила почти одновременно (через 10 сут). В этот момент прекращают закачку воды в нагнетательную скважину, и из всех четырех добывающих скважин производят отбор пластовых флюидов, при этом с такой же периодичностью (1 раз в 2 3 сут) производят анализ добываемой воды.

Результаты этих анализов представлены в табл. 2.

Как видно из данных в табл. 2, стабилизация минерализации добываемой воды при отборе пластовых флюидов наступает также неодновременно. Раньше всех (на 6 8 сут) стабилизация зафиксирована в добывающей скважине N2, позже (на 10 12 сут) в скважине N4. Согласно п.2 формулы изобретения, добывающие скважины, в которых стабилизация минерализации наступила раньше, чем в остальных, закрывают до момента наступления стабилизации в последней добывающей скважине, чтобы потом одновременно во всех начать новый цикл: закачку воды в нагнетательную скважину и отбор пластовых флюидов из всех добывающих. Так, скважину N2 останавливают на 8 сут, затем на 10 сут закрывают скважины N1 и 3, и на 12 сут, когда достигнута стабилизация в последней скважине, начинает цикл закачки воды в нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов из всех добывающих скважин.

Рассчитанная же по формуле (1) для известного способа продолжительность периодов закачки и отбора равна 18 сут, что ведет к непроизводительной закачке воды и отбору высокообводненной продукции.

Таким образом, как видно из вышеприведенных данных, заявляемый способ позволяет более точно определить продолжительность циклов закачки воды и отбора пластовых флюидов с учетом динамики процессов капиллярной пропитки. В качестве контрольного параметра за ходом капиллярной пропитки используется легко и точно определяемая величина минерализации добываемой воды. Правильный выбор продолжительности закачки и отбора обеспечивает повышение эффективности разработки.

Claims (2)

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий чередование периода закачки в пласт воды через нагнетательную скважину с одновременным отбором пластовых флюидов через добывающие скважины с периодом отбора пластовых флюидов через добывающие скважины при прекращении закачки воды через нагнетательную скважину, отличающийся тем, что периодически, 1 раз в 2 3 суток, производят анализ минерализации добываемой воды, при этом закачку воды с одновременным отбором пластовых флюидов ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации закачиваемой воды, а отбор пластовых флюидов при прекращении закачки воды ведут до достижения стабильной величины минерализации добываемой воды, равной минерализации пластовой воды.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при равновременном достижении стабильной величины минерализации пластовой воды в разных добывающих скважиных соответствующие добывающие скважины закрывают до достижения всеми остальными стабильной величины минерализации добываемой воды.

Images