RU2597595C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин. Эти скважины в верхней части продуктивного пласта перфорируют для отбора продукции. Разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам. После обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз. Закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин. После этого указанные скважины первого ряда останавливают. В соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин. Затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу. Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. 2 пр., 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Известен способ добычи нефти из нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, посредствам перфорации как прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зон пласта для отбора воды из водонасыщенной зоны и нефти из нефтенасыщенной зоны. Согласно изобретению перфорацию водонасыщенной зоны осуществляют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, чем плотность перфорации нефтенасыщенной зоны, причем соотношение плотностей перфорации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи и из условия, что плотность перфорации водонасыщенной зоны обеспечивает ее барометрическую разгрузку и поддержание текущей величины пластового давления в ней на уровне значений давления в нефтенасыщенной зоне, для чего определяют вязкость нефти и воды в пластовых условиях, начальное пластовое давление и фильтрационные параметры зон пласта - их нефтенасыщенные толщины, абсолютную и фазовую проницаемости, пористость, нефтенасыщенность, изменяют продуктивность фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пласта, и определяют плотность перфорационных отверстий, соответствующую наиболее высокому коэффициенту нефтеотдачи пласта (патент РФ №2299977, кл. E21B 43/16, опубл. 27.05.2007).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами, включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Согласно известному способу перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера (патент РФ №2386795, кл. E21B 43/16, опубл. 20.04.2010 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача в связи с тем, что, несмотря на оптимальную перфорацию, установку пакеров и насосов, вода по прискважинной зоне пласта проникает в верхние перфорационные отверстия за счет разницы в подвижностях нефти и воды. В результате большое количество воды отбирается в процессе разработки, при этом охват пласта остается низким.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин, перфорацию скважин в верхней части продуктивного пласта, отбор продукции скважин, закачку в них рабочего агента для водоограничения, согласно изобретению мероприятия проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам, после обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз, закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин, после чего указанные скважины первого ряда останавливают, а в соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин, затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу, процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу антиклинальной нефтяной залежи с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора, разрабатываемой скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы добывающих скважин до полного обводнения. Ввиду наличия краевых или подошвенных вод и разницы в подвижности закачиваемой воды и нефти, скважины подвержены быстрому обводнению. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать подобные залежи. Для снижения водопритока к добывающим скважинам необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде. Многочисленными исследованиями установлено, что для большинства коллекторов закачка воды с низким содержанием NaCl приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к забоям добывающих скважин пластовая вода. Для получения эффекта необходимо, чтобы глинистые частицы были представлены в большей степени каолинитами. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На чертеже представлено схематическое изображение нефтяной залежи антиклинальной структуры в вертикальном разрезе с размещением скважин. Обозначения: 1 - нефтяная залежь, 2-8 - добывающие скважины, 9 - промытая зона, 10, 11 - зоны, заблокированные мелкодисперсными частицами, Ρ - перфорация скважин, ВНК - водонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную залежь 1 (фиг. 1) с антиклинальной структурой и водонефтяными зонами, представленную терригенным типом коллектора, разбуривают системой добывающих скважин 2-8 с отбором керна. Скважины 2-8 перфорируют Ρ в верхней части продуктивного пласта и пускают в добычу.

Проводят лабораторные исследования на отобранных кернах. Определяют содержание и тип глин. Дальнейшие работы осуществляют, если обнаруживают наличие в порах коллектора мелкодисперсных глинистых частиц, причем более 50% данных частиц должно относятся к каолинитным глинам. Согласно исследованиям для большинства коллекторов при менее 50% каолинитных частиц возрастает доля водонабухающих частиц, что затрудняет получение эффекта от предлагаемого способа.

Проводят лабораторные эксперименты по нефтевытеснению. Сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава пластовой воды), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже модифицированной водой. Под модифицированной водой понимают такую воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн модифицированной воды определяют по известному составу той пресной или низкоминерализованной воды, которую собираются закачивать в залежь. Например, при наличии водоема пресной воды проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят искусственную воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов.

Исследования показали, что при закачке воды с концентрацией NaCl более 5 г/л практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, не влияющих на снижение проницаемости) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием модифицированной воды и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 5 раз. Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 5 раз блокирования поступления воды в скважины практически не происходит, соответственно нефтеотдача остается низкой.

После определенного периода разработки подтягиваемая из ВНК вода 9 поступает к забоям первого ряда скважин 2, 8, расположенных ниже всего по структурным отметкам. При обводнении более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, например, скважин 2 и 8, в них закачивают модифицированную воду в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости Q_max2,8 соответствующих скважин 2, 8. Согласно расчетам, если обводненность меньше 98%, то возможна экономически рентабельная эксплуатация скважин без проведения водоизоляционных мероприятий. При закачке модифицированной воды в течение времени менее 3 суток при указанных расходах для большинства коллекторов объем блокирования промытых зон частицами низок, тогда как более 10 суток приводит с значительному объему блокирования и соответственно потери давления со стороны водоносной области и снижению дебитов скважин. Аналогично, при закачке модифицированной воды с расходом менее 0,1·Q_max2,8, объем блокирования промытых зон частицами низок, тогда как более 0,8·Q_max2,8 приводит к автогидроразрыву пласта и соответственно быстрому обводнению скважин. В результате закачки в скважины 2 и 8 создается экран 10 в нижней части пласта по толщине, препятствующий прямому поступлению пластовой воды к забоям скважин 3 и 7.

Далее указанные скважины 2, 8 первого ряда останавливают, а в соседние добывающие скважины 3, 7 второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости Q_max3,7 данных скважин. Через 1-10 суток выдержки скважины 3, 7 пускают в добычу. Согласно расчетам закачка модифицированной воды в еще не обводнившиеся скважины, но расположенные выше по структурным отметкам по отношению к ранее обводнившимся, позволяет увеличить период работы скважин второго ряда. Закачиваемая модифицированная вода стекает в сторону водоносной области, при этом необходимо осуществлять закачку с небольшими скоростями, т.к. иначе вода может пойти в сторону третьего ряда скважин 4, 6. В связи с этим, согласно расчетам, задано значение расхода 0,1·Q_max3,7. Закачка в течение времени менее 5 суток для большинства коллекторов не приводит к достаточному объему блокирования промытых зон частицами при указанных расходах, тогда как более 15 суток приводит к блокированию зон в районе скважин 4, 6, т.к. их продолжают эксплуатировать во время проведения мероприятий. Выдержка скважин 3, 7 перед пуском в добычу в течение менее суток не приводит к достаточному «растеканию» воды в сторону снижения структуры, а более 10 суток не имеет смысла, т.к. процесс «растекания» достаточен. Следует отметить, что скважины 4 и 6 несмотря на то, что продолжают работать, не успевают подтянуть закачиваемую в скважины 3 и 7 модифицированную воду за данный промежуток времени в связи с разностью плотностей нефти и воды. В результате закачки в скважины 3 и 7 создается дополнительный экран 11 в нижней части пласта по толщине, препятствующий прямому поступлению пластовой воды к забоям скважин 3 и 7.

Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. Это позволяет согласно исследованиям наиболее эффективно отобрать запасы с минимальным образованием «языков» обводнения.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1) размерами 600×2400 м вытянутой формы с антиклинальной структурой и водонефтяными зонами, представленную терригенным типом коллектора и нефтенасыщенной толщиной 5-10 м, разбуривают системой добывающих скважин 2-8 с расстоянием между скважинами 300 м с отбором керна.

Кровля продуктивного пласта залежи 1 залегает на средней глубине 1620 м, средняя проницаемость коллектора составляет 420 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 25 мПа·с, начальное пластовое давление 16 МПа, давление насыщения нефти газом 5 Мпа, концентрация NaCl в пластовой воде 186,0 г/л.

Скважины 2-8 перфорируют Ρ в верхней части продуктивного пласта и пускают в добычу.

Проводят лабораторные исследования на отобранных кернах. Определяют наличие мелкодисперсных глинистых частиц в порах, 50% данных частиц относятся к каолинитам. Кроме того, экспериментами по нефтевытеснению выявляют, что для снижения фазовой проницаемости коллектора по воде в 5 раз, необходима закачка модифицированной воды, в которой концентрация NaCl составляет 5 г/л.

После пяти лет разработки подтягиваемая с ВНК вода 9 поступает к забою скважины 2, расположенной в первом ряду в нижней части по структуре. Обводненность скважины 2 достигает 98%. Максимальная приемистость скважины 2, определенная заранее, составляет Q_max1=250 м³/сут. В данную скважину 2 закачивают модифицированную воду в течение 10 суток с расходом 0,1·250=25 м³/сут.

После закачки скважину 2 останавливают. В соседнюю добывающую скважину 3 второго ряда, расположенную выше по структуре, чем скважина 2, закачивают модифицированную воду. Максимальная приемистость скважины 3, определенная заранее, составляет Q_max2=200 м³/сут. Закачку ведут в течение 15 суток с расходом 0,095-200=19 м³/сут. Через 10 суток выдержки скважину 3 пускают в добычу при том же режиме, что и до закачки.

После следующих трех лет разработки обводняется до 98% скважина 8 по той же причине, что и скважина 2. На скважинах 7 и 8 проводят аналогичные операции.

Мероприятия позволили создать экраны из забитых частицами зон 10 и 11 и не допустить прямого потока пластовой воды из водоносной части к забоям соответствующих скважин 3 и 7. Тем не менее, через 8 лет разработки пластовая вода, обойдя зоны 10 и 11, достигает скважин 3 и 7, обводняя их до 98%. Процессы закачки модифицированной воды в скважины 3, 4, 6, 7 повторяют. При последующем обводнении скважин 4, 5, 6 мероприятия по водоизоляции модифицированной водой также повторяют.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Залежь 1 имеет несколько другие геолого-физические характеристики. После обводнения скважины 2 в нее закачивают модифицированную воду в течение 3 суток с расходом 0,8·250=200 м³/сут. После этого в скважину 3 закачивают модифицированную воду в течение 15 суток с расходом 0,08·200=16 м³/сут. Через сутки выдержки скважину 3 пускают в добычу при том же режиме, что и до закачки.

В результате разработки залежи 1, которое ограничили обводнением всех скважин до 98%, было добыто 586,9 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,547 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 518,2 тыс.т нефти ввиду более раннего обводнения скважин, КИН составил 0,483 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,064 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора за счет более длительного периода работы скважин до полного обводнения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтяных залежей.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин, перфорацию скважин в верхней части продуктивного пласта, отбор продукции скважин, закачку в них рабочего агента для водоограничения, отличающийся тем, что разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам, после обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз, закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин, после чего указанные скважины первого ряда останавливают, а в соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин, затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу, процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин.

Images