RU2777820C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Способ включает выделение литофациальных зон и регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта путем массированной единовременной закачки через все нагнетательные скважины оторочек композиций определенного типа и объема, выбранных с учетом доминирующих геологических и технологических факторов и обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение в пределах каждой из выделенных литофациальных зон. Массированную единовременную обработку всех нагнетательных скважин с использованием потокоотклоняющих композиций проводят на фациях с породами наибольшей проницаемости, на которых установлена гидродинамическая связь скважин фации по площади, при этом на добывающих скважинах этих фаций проводят изоляционные работы по ограничению притока пластовых вод, а на других фациях с пониженной проницаемостью проводят единичные избирательные обработки нагнетательных скважин. При этом в качестве основных геологических и технологических факторов для выбора потокоотклоняющих композиций для отдельных литофациальных зон используют пластовую температуру, приемистость нагнетательных скважин, обводненность добываемой продукции, выработку запасов и проницаемость коллектора. Техническим результатом при реализации способа является повышение эффективности воздействия на пласт, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение коэффициента извлечения нефти. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи неоднородного пласта и снижения обводненности продукции добывающих скважин. Использование изобретения обеспечивает увеличения охвата залежи воздействием, как по площади, так и по разрезу за счет учета лито-фациальных особенностей различных зон пласта, использования геолого-промысловых критериев выбора участков и массированного проведения мероприятий с использованием технологий увеличения нефтеотдачи потокоотклоняющего действия.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку оторочек потокоотклоняющих и нефтевытесняющих реагентов через нагнетательные скважины с предварительны проведением индикаторных исследований, определением объема высокопроницаемых каналов пласта и расчета текущего коэффициента извлечения нефти с использование геолого-гидродинамического моделирования, на основании чего выбирают вид используемых реагентов и оптимальный объем их закачки [RU 2648135 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 47/10, опубл. 22.03.2018]. Способ предназначен для увеличения дебита нефти и снижения либо стабилизации обводненности добываемой продукции.

Недостатком данного способа является низкая эффективность работ из-за отсутствия учета лито-фациальной зональности пород продуктивного пласта и ограниченного выбора текущих технологических параметров залежи при выборе рецептуры и объема закачиваемой композиции реагентов. Способ не включает массированную обработку нагнетательных скважин, что не позволяет воздействовать на залежь в целом и снижает эффективность проводимых мероприятий.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, причем внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта, по этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой, по скважинам проводят текущие замеры обводненности вытесняемой нефти и с учетом этого повторяют закачки оторочек осадкообразующих реагентов [RU 2291958 С2, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.01.2007].

Недостатком данного способа является то, что его эффективность низка в условиях неоднородных пластов при отсутствии гидродинамической связи с законтурными областями и водоплавающими зонами. Кроме того, способ не учитывает лито-фациальные особенности различных зон пласта и их влияние на взаимосвязь добывающих и нагнетательных скважин и выработку запасов нефти. Также применение способа не оправдано для увеличения нефтеотдачи пластов крупных месторождений, так как внутриконтурные обводненные области залежи не охватываются своевременно воздействием по регулированию проницаемости.

Известен также способ разработки нефтяной залежи, принятый за прототип, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение, при этом на залежи предварительно выделяют лито-фациальные зоны и определяют степень охвата этих зон системой техногенных трещин. Для нагнетательных скважин каждой лито-фациальной зоны по ее геолого-геофизическим характеристикам и степени охвата техногенными трещинами выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции и массировано проводят закачку потокоотклоняющих композиций единовременно во все нагнетательные скважины в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон. По результатам массированной обработки лито-фациальных участков оценивают реакцию добывающего фонда по снижению обводненности продукции за счет воздействия, определяют доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, проводят по лито-фациальным зонам корректировку типов и объемов потокоотклоняющих композиций и повторно выполняют массированную закачку потокоотклоняющих составов, причем корректировку режимов выполняют с применением геолого-гидродинамического моделирования и далее процесс повторяют циклически [RU 2721619 С1, МПК Е21 43/20, Е21 43/22, опубл. 21.05.2020].

Недостатком способа является то, что массированную обработку нагнетательных скважин путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение, проводят во всех лито-фациальных зонах пласта. На фациях с пониженной гидродинамической связью между нагнетательными и добывающими скважинами это приводит к резкому уменьшению объема добываемой пластовой жидкости и снижению уровня добычи нефти. Недостатком способа является также то, что для корректировки проводимых мероприятий используют только гидродинамическое моделирование, что не позволяет установить масштаб и характерные особенности продвижения фильтрационных потоков в условиях высокой гидродинамической связи между скважинами и, особенно, при наличии природной или техногенной трещиноватости. К недостаткам способа следует также отнести проведение массированной обработки нагнетательных скважин в фациальных зонах с высокой гидродинамической связью без выполнения изоляционных работ на добывающих скважинах. При таком подходе каналы линейного тока с низким фильтрационным сопротивлением, по которым прорывается вода, сохраняются и это существенно снижает эффективность проводимых мероприятий.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции за счет эффективной изоляции неоднородных и наиболее проницаемых зон пласта в условиях не только высокой гидродинамической проводимости, но и ограничения притока пластовых вод в менее проницаемых зонах.

Техническим результатом заявляемого изобретения является увеличение эффективности разработки путем кольматации интервалов низкого фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых лито-фациальных зонах пласта и ограничения притока пластовых вод также в менее проницаемых лито-фациальных зонах.

Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение лито-фациальных зон пласта, выбор потокоотклоняющих реагентов и проведение единовременной массированной их закачки во все нагнетательные скважины этих зон с последующим определением доминирующих геологических и технологических факторов, влияющих на эффективность работ по регулированию - снижению проницаемости водопроводящих каналов пласта, корректировкой типов и объемов закачки потокоотклоняющих композиций по лито-фациальным зонам и повторную массированную закачку потокоотклоняющих составов, согласно изобретению массированную единовременную обработку всех нагнетательных скважин с использованием потокоотклоняющих композиций проводят на фациях с породами наибольшей проницаемости, в пределах которых установлена гидродинамическая связь скважин фации по площади, при этом на добывающих скважинах этих фаций проводят изоляционные работы по ограничению притока пластовых вод. На других фациях с пониженной проницаемостью проводят единичные избирательные обработки нагнетательных скважин, а в качестве основных и наиболее значимых геологических и технологических факторов для выбора потокоотклоняющих композиций для отдельных лито-фациальных зон используют пластовую температуру, приемистость нагнетательных скважин, обводненность добываемой продукции, выработку запасов и проницаемость коллектора. Причем в качестве фаций с породами наибольшей проницаемости, на которых установлена гидродинамическая связь скважин фации по площади, выбирают преимущественно фации русловых, авандельтовых и баровых отложений. Гидродинамическую связь скважин фации по площади устанавливают на основании результатов индикаторных (трассерных) исследований и/или гидродинамических исследований и/или гидродинамического моделирования.

Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.

В отличие от аналогов и прототипа, предлагаемый новый способ воздействия на пласт, представленный лито-фациальными зонами с различными геолого-физическими характеристиками, обеспечивает максимально эффективное направленное регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов путем закачки потокоотклоняющих композиций с целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи пластов. Это достигается за счет последовательного выполнения комплекса следующих мероприятий. Первоначально проводят лито-фациальный анализ продуктивного пласта и выделяют фациальные зоны (фации) с породами низкой проницаемости и породами наибольшей проницаемости, преимущественно фации русловых, авандельтовых и баровых отложений, где с использованием результатов индикаторных (трассерных) исследований и/или гидродинамических исследований и/или гидродинамического моделирования подтверждена высокая гидродинамическая связь скважин фации по площади. При этом на фациях с породами более низкой проницаемости для проведения работ по закачке потокоотклоняющих композиций выбирают отдельные нагнетательные скважины, а на фациях с породами наибольшей проницаемости и высокой гидродинамической связью между скважинами определяют добывающие скважины для проведения изоляционных работ по ограничению притока пластовых вод. Затем для каждой из выделенных фаций выбирают наиболее эффективные и апробированные в аналогичных условиях потокоотклоняющие композиции и технологии их применения, при этом в качестве доминирующих геологических и технологических факторов для выбора потокоотклоняющих композиций для отдельных лито-фациальных зон используют пластовую температуру, приемистость нагнетательных скважин, обводненность добываемой продукции, выработку запасов и проницаемость коллектора. Указанные факторы позволяют корректно определить типы потокоотклоняющих композиций, их вещественный состав, объемы закачки и режимы нагнетания для максимально эффективного воздействия на пласт с целью регулирования - снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта. Далее в пределах фаций с породами наибольшей проницаемости проводят изоляционные работы по ограничению притока пластовых вод на добывающих скважинах и массированную единовременную обработку всех нагнетательных скважин путем закачки выбранных потокоотклоняющих композиций, а на других фациях с пониженной проницаемостью проводят единичные избирательные обработки нагнетательных скважин с использованием соответствующих потокоотклоняющих композиций. После выполнения всего комплекса работ в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон проводят анализ мероприятий, корректировку объемов и режимов нагнетания использованных типов потокоотклоняющих композиций, а в случае необходимости самих типов потокоотклоняющих композиций, и производят повторное проведение в циклическом режиме массированной и избирательной закачки выбранных потокоотклоняющих композиций.

В сравнении с прототипом предлагаемый новый способ разработки нефтяной залежи имеет ряд существенных отличительных признаков. Согласно прототипу на залежи выделяют лито-фациальные зоны и их степень охвата системой техногенных трещин, на основании чего для нагнетательных скважин каждой лито-фациальной зоны выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции для проведения единовременной массированной обработки. В соответствии с новым способом при проведении лито-фациального анализа продуктивного пласта выделяют фациальные зоны (фации) с породами низкой проницаемости и ограниченной гидродинамической связью скважин фации по площади залежи и породами наибольшей проницаемости, где по площади выявлена высокая гидродинамическая связь скважин фации, что может быть обусловлено системой геологических и техногенных трещин, а также исходной высокой проницаемостью пород-коллекторов. Для установления характера гидродинамической связи между скважинами и дальнейшего обоснования вида (массированного или избирательного) воздействия на пласт используют результаты промысловых (индикаторных и/или гидродинамических) исследований и/или методов гидродинамического моделирования. Массированную обработку скважин путем закачки потокоотклоняющих композиций проводят только в зонах пласта с породами наибольшей проницаемости, в качестве которых выбирают преимущественно фации русловых, авандельтовых и баровых отложений. Дополнительно на этих участках, где выявлен максимальный непроизводительный приток воды, выбирают отдельные добывающие скважины, на которых проводят изоляционные работы по ограничению притока пластовых вод. В фациальных зонах с породами низкой проницаемости и ограниченной гидродинамической связью скважин для проведения работ по закачке потокоотклоняющих композиций выбирают отдельные нагнетательные скважины. Это обусловлено тем, что при массированной закачке потокоотклоняющих композиций в таких зонах произойдет значительное снижение отборов жидкости в добывающих скважинах и наряду со снижением обводненности продукции произойдет снижение дебита скважин по нефти и, как следствие, ухудшение разработки залежи в целом.

Согласно известному техническому решению (прототипу) для проведения обработки нагнетательных скважин выбор типа потокоотклоняющей композиции не регламентирован. В новом способе для воздействия на пласт для каждой из ранее выделенных фаций выбирают наиболее эффективные и апробированные в аналогичных условиях потокоотклоняющие композиции и технологии их применения. Для этого используют следующие основные (наиболее значимые) геолого-промысловые факторы: пластовую температуру, приемистость нагнетательных скважин, обводненность добываемой продукции, выработку запасов и проницаемость коллектора.

Выбор выделенных факторов обусловлен рядом причин.

Пластовая температура - определяет возможность использования тех или иных химических реагентов в конкретных температурных условиях без их термической деструкции и сохранении эксплуатационных свойств.

Приемистость нагнетательных скважин - определяет общее направление и интенсивность воздействия композиции на пласт с целью регулирования (снижения/изменения) проницаемости водопроводящих каналов пласта: изоляция отдельных интервалов, выравнивание профиля приемистости, воздействие на удаленные зоны пласта и т.д. Также определяет применимость составов различной вязкости и кольматирующей способности с учетом предотвращения закупорки пласта и полной потерей приемистости скважины.

Обводненность добываемой продукции - в сочетании с приемистостью определяет интенсивность воздействия композиции на пласт (изоляция отдельных интервалов, воздействие на удаленные зоны пласта и т.д.).

Выработка запасов - определяет предпочтительный механизм воздействия потокоотклоняющих композиций. Например, при низкой выработке запасов проводят закачку «мягкого» полимерного состава, не снижающего на последующий период разработки естественную проницаемость коллектора, а при высокой выработке запасов проводят закачку «жесткого» полимердисперсного состава, кольматирующего каналы холостой фильтрации воды на все последующее время.

Проницаемость коллектора - определяет ограничения и предпочтения по используемым в составе композиции реагентам. Например, для низкопроницаемых коллекторов не желательно использовать реагенты с высокой адсорбцией и интенсивным кольматирующим действием.

Совокупность выделенных факторов позволяет наиболее точно выделить типы потокоотклоняющих композиций, их вещественный состав, объемы закачки и режимы нагнетания для максимально эффективного воздействия на пласт с целью регулирования (снижения/изменения) проницаемости водопроводящих и нефтеотдающих каналов пласта.

Далее после выполнения всего комплекса работ в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон и анализа мероприятий проводят корректировку объемов и режимов нагнетания использованных типов потокоотклоняющих композиций и в случае необходимости самих типов потокоотклоняющих композиций с учетом выбранных основных наиболее значимых геолого-промысловых факторов, и повторное проведение в циклическом режиме массированной и избирательной закачки в нагнетательные скважины отдельных фаций выбранных потокоотклоняющих композиций. Сущность заявляемого изобретения поясняется примерами конкретного выполнения.

Пример №1. Нефтяная залежь пласта Ю_10-11 месторождения Западной Сибири имеет следующие геолого-физические и промысловые характеристики (Табл. 1).

Лито-фациальный анализ выделенной площади объекта разработки Ю_10-11, запланированной для проведения работ по регулированию - снижению проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины, показал наличие двух гидродинамически связанных лито-фациальных зон, при этом пласт Ю₁₀ преимущественно отнесен к русловым и баровым фациальным образованиям средней проницаемости и фациям береговых валов низкой проницаемости, пласт Ю₁₁ представлен русловыми и баровыми отложениями повышенной проницаемости.

Анализ разработки пласта Ю_10-11 показал неравномерность выработки пластов Ю₁₀ и Ю₁₁, сопровождающаяся прогрессирующим ростом обводненности. При этом обводнение добываемой продукции в краевых низкопроницаемых зонах пласта Ю₁₀ вызвано формированием техногенных трещин, а прорывы воды в пределах участков лито-фациальной зоны Ю₁₀ средней проницаемости и лито-фациальной зоны Ю₁₁ повышенной проницаемости связаны с наличием в разрезе пропластков суперколлектора с проницаемостью 1,0-0,4 мкм² и более. Наличие суперколлектора подтверждено индикаторными (трассерными) исследованиями, проведенными в четырех нагнетательных скважинах, в результате которых установлено наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления с проницаемостью до 107 мкм² с преимущественным распространением в направлении юго-запад - северо-восток, при этом присутствие индикатора обнаружено во всех добывающих скважинах выделенных лито-фациальных зон пластов Ю₁₀ и Ю₁₁ повышенной проницаемости в пределах участка проведения работ по регулированию - снижению проницаемости водопроводящих каналов пласта.

Так как рассматриваемая залежь, включающую лито-фациальные зоны Ю₁₀ и Ю₁₁, представляет собой единую гидродинамическую систему, где каждая добывающая скважина находится в зоне влияния любой нагнетательной скважины, при воздействии на нее потокоотклоняющими композициями в рамках нового способа рекомендовано закольма-тировать интервалы высокопроводящих обводившихся каналов и перераспределить фильтрационные потоки в низкопроницаемые неохваченные или слабо охваченные выработкой зоны. Для максимального охвата пласта выработкой запасов нефти согласно заявленной формуле на основании данных геолого-гидродинамического моделирования были единовременно реализованы следующие обработки.

Первая обработка

1) Первая единовременная массированная закачка потокоотклоняющих составов осуществлена в 14 нагнетательных скважин, вскрывающие лито-фациальные зоны пласта Ю_10-11. Данные скважины выделены в наиболее проницаемых гидродинамически связанных зонах, через которые осуществляется непроизводительная закачка воды.

2) На этой стадии также осуществлена выборочная обработка 7-и нагнетательных скважин лито-фациальной зоны Ю₁₀ на участках с системами техногенных трещин и пропластков низкой и средней проницаемости.

3) Одновременно в пределах пласта Ю₁₁ осуществлены водоизоляционные работы в 3-х высокообводненных добывающих скважинах.

При этом в первой массированной обработке лито-фациальной зон пласта Ю₁₀, а также зоны Ю₁₁ в скважинах с приемистостью 300-400 м³/сут использовали потокоотклоняющий состав на основе осадкообразующего состава и осадителя и дисперсного наполнителя - глинопорошка. При выборочной обработке скважин использовали осадкообразующий состав без наполнителя.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах выполнялись с применением водоизолирующих композиций на основе силиката натрия.

В результате описанного массированного воздействия на залежь обводненность добываемой продукции участка на пласте Ю₁₁ стабилизировалась, на отдельных скважинах пласта Ю₁₀ с более низкой выработкой запасов снизилась на 0,3-1,5%. В целом дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи составила 11,69 тыс. тонн или в среднем 556,7 тонн на 1 обработанную нагнетательную скважину.

Далее по истечению 10 месяцев после проведения первого комплекса работ и анализа его результатов была проведена повторная обработка нагнетательных скважин выбранных участков.

Вторая обработка

1) Повторная массированная закачка потокоотклоняющих составов осуществлена в 12 нагнетательных скважинах, вскрывающих одновременно лито-фациальные зоны Ю_10-11, и выборочная обработка 5-ти нагнетательных скважин лито-фациальной зоны Ю₁₀.

2) Одновременно осуществлены водоизоляционные работы в 2-х добывающих скважинах, расположенных в лито-фациальных зонах пласта Ю₁₁, по которым осуществляется непроизводительная фильтрация закачиваемой воды.

При этом во второй массированной обработке лито-фациальной зоны Ю₁₀, а также зоны Ю₁₁ при обработке 12 нагнетательных скважин использовали потокоотклоняющие осадкообразующие составы с повышенным содержанием глинопорошка и высокой коль-матирующей способностью. В 5-ти скважинах применяли осадкогелеобразующий состав на основе силиката натрия.

В результате второго массированного воздействия на залежь произошло снижение обводненности добываемой продукции участка пласте Ю₁₁ на 0,03-0,5%, на скважинах пласта Ю₁₁ обводненность дополнительно снизилась на 0,8-1,2%. В целом дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи составила 13,56 тыс.тонн или в среднем 797,6 тонн на 1 обработанную нагнетательную скважину.

В обеих обработках потокоотклоняющие композиции выбирались с учетом пяти доминирующих геолого-промысловых параметров, перечисленных выше в описании, а именно: пластовая температура (используемые реагенты термостабильны в пластовых условиях); приемистость обрабатываемых нагнетательных скважин (возможна закачка дисперсных и осадкообразующих композиций); обводненность продукции добывающих скважин участка (при повышенной обводненности предпочтительно закачивать кольмати-рующие составы); текущий отбор от начальных извлекаемых запасов (при повышенной выработке запасов могут для закачки в пласт могут использоваться жесткие кольматирующие составы); проницаемость коллектора (возможна закачка осадкообразующих и дисперсных композиций).

Лито-фациальный анализ объекта разработки А_1-2 показал наличие двух гидродинамически связанных лито-фациальных зон, при этом пласт А₁ формировался в мелководно-морских условиях трансгрессивного режима осадконакопления, пласт А₂ представлен континентальными отложениями повышенной проницаемостью литотипами русловых и прирусловых пойменных отложений. В результате гидродинамического моделирования выявлено отставание выработки отдельных прослоев прируслово-пойменных отложений в пределах пласта А₂ и неравномерность выработки пластов Α₁ и А₂ в сравнении друг с другом, сопровождающаяся прогрессирующим ростом обводненности. При этом обводнение добываемой продукции в лито-фациальной зоне Α₁ вызвано формированием техногенных трещин, развитых в процессе интенсивной закачки воды, а прорывы воды в пределах лито-фациальной зоны А₂ связаны с наличием в разрезе пропластков суперколлекторов с проницаемостью 0,6-1,3 мкм².

Так как рассматриваемая залежь представляет собой единую вскрытую гидродинамическую систему, включающую лито-фациальные зоны Α₁ и А₂, при воздействии на нее потокоотклоняющими композициями в рамках нового способа рекомендовано закольма-тировать интервалы высокопроводящих обводившихся каналов и перераспределить фильтрационные потоки в низкопроницаемые неохваченные или слабо охваченные выработкой зоны. Для максимального охвата пласта выработкой запасов нефти согласно заявленной формуле на основании данных геолого-гидродинамического моделирования были единовременно реализованы следующие обработки.

Первая обработка

1) Первая массированная закачка потокоотклоняющих составов осуществлена в 17 нагнетательных скважин, вскрывающие лито-фациальные зоны пласта А₂. Данные скважины выделены как расположенные в наиболее проницаемых гидродинамически связанных зонах, через которые осуществляется непроизводительная закачка воды.

2) На этой стадии также осуществлена выборочная обработка 5-ти нагнетательных скважин лито-фациальной зоны Α₁ на участках с развитыми системами техногенных трещин и пропластков повышенной проницаемости.

3) Одновременно в пределах пласта А₂. осуществлены водоизоляционные работы в 4-х наиболее высокодебитных и высокообводненных по жидкости добывающих скважинах.

При этом в первой массированной обработке лито-фациальной зоны А₂, а также зоны Α₁ в скважинах с приемистостью 250-300 м³/сут использовали потокоотклоняющий состав с относительно невысокими реологическими характеристиками на основе водорастворимого полимера без сшивателя. При приемистостях выше указанных значений применяли раствор того же полимера с дополнительным усилителем вязкости, а для повышения кольматирующей способности - бентонитовый глинопорошок.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах выполнялись с применением водоизолирующих композиций на основе сшитых полимерных систем.

В результате описанного массированного воздействия на залежь темп роста обводненности участка снизился с 0,3 до 0,05%/мес. Дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи составила 8,5 тыс. тонн или в среднем 386 тонн на 1 обработанную нагнетательную скважину.

Далее по истечению 8 месяцев после проведения первого комплекса работ и анализа его результатов была проведена повторная обработка нагнетательных скважин выбранных участков.

Вторая обработка

1) Повторная массированная закачка потокоотклоняющих составов осуществлена в 15 нагнетательных скважинах, вскрывающих лито-фациальные зоны А₂, и выборочная обработка 5-ти нагнетательных скважин лито-фациальной зоны А₁.

2) Одновременно осуществлены водоизоляционные работы в 7-ми наиболее высокодебитных и высокообводненных по жидкости добывающих скважинах, расположенных в лито-фациальных зонах пласта А₂, по которым осуществляется непроизводительная фильтрация закачиваемой воды.

При этом во второй массированной обработке лито-фациальной зоны А₂, а также зоны Α₁ использовали потокоотклоняющие составы с высокими реологическими характеристиками и кольматирующей способностью. В 14-ти скважинах использованы высоковязкие гелеобразующие системы на основе сшитого полиакриламида (СПС), и в 6-ти скважинах применяли гелеобразующий полимердисперсный состав на основе сшитого полиакриламида и мелкодисперсного мела.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах выполнялись с применением водоизолирующих композиций на основе сшитых полимерных систем.

В результате второго массированного воздействия на залежь темп роста обводненности участка повторно снизился с 0,5 до 0,04%/мес. Дополнительная добыча нефти за счет увеличения нефтеотдачи составила 13,8 тыс. тонн, или в среднем 688 тонн на 1 обработанную нагнетательную скважину.

В обеих обработках потокоотклоняющие композиции выбирались с учетом пяти доминирующих геолого-промысловых параметров, перечисленных выше в описании, а именно: пластовая температура (используемые реагенты термостабильны в пластовых условиях); приемистость обрабатываемых нагнетательных скважин (возможна закачка полимерных и полимердисперсных композиций); обводненность продукции добывающих скважин участка (при повышенной обводненности предпочтительно закачивать кольмати-рующие составы «мягкого» действия); текущий отбор от начальных извлекаемых запасов (при средней и повышенной выработке запасов для закачки в пласт могут использоваться кольматирующие составы); проницаемость коллектора (возможна закачка осадкообразующих, гелеобразующих и дисперсных композиций).

В обоих примерах обработок композиции выбирались с учетом пяти доминирующих геолого-промысловых параметров, перечисленных выше в описании, а именно: пластовая температура; приемистость обрабатываемых нагнетательных скважин; обводненность продукции добывающих скважин участка; текущий отбор от начальных извлекаемых запасов; проницаемость коллектора.

Таким образом, приведенные примеры раскрывают сущность предлагаемого способа разработки нефтяных залежей и показывают эффективность единовременных массированных закачек потокоотклоняющих составов в гидродинамически связанных лито-фациальных зонах пласта в сочетании с изоляционными работами в добывающих скважинах этих зон и избирательных закачек потокоотклоняющих составов в лито-фациальных зонах пласта с ограниченной гидродинамической связью. При этом для выбора потокоотклоняющих составов используют наиболее значимые геолого-промысловые факторы, выбранные на основании анализа научно-технической информации и промыслового опыта использования физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Заявляемый способ разработки обводненной нефтяной залежи обеспечивает эффективное воздействие на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая трещиноватые пласты, путем регулирования - снижения проницаемости наиболее проводимых интервалов, что сопровождается снижением обводненности добываемой продукции и способствует увеличению эффективности разработки и повышению нефтеотдачи пластов.

Claims (3)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение литофациальных зон и регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта путем массированной единовременной закачки через все нагнетательные скважины оторочек композиций определенного типа и объема, выбранных с учетом доминирующих геологических и технологических факторов и обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение в пределах каждой из выделенных литофациальных зон, анализ проведенных мероприятий, корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для каждой литофациальной зоны и повторное проведение в циклическом режиме массированной закачки этих потокоотклоняющих композиций, отличающийся тем, что массированную единовременную обработку всех нагнетательных скважин с использованием потокоотклоняющих композиций проводят на фациях с породами наибольшей проницаемости, на которых установлена гидродинамическая связь скважин фации по площади, при этом на добывающих скважинах этих фаций проводят изоляционные работы по ограничению притока пластовых вод, а на других фациях с пониженной проницаемостью проводят единичные избирательные обработки нагнетательных скважин, при этом в качестве основных геологических и технологических факторов для выбора потокоотклоняющих композиций для отдельных литофациальных зон используют пластовую температуру, приемистость нагнетательных скважин, обводненность добываемой продукции, выработку запасов и проницаемость коллектора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве фаций с породами наибольшей проницаемости, на которых установлена гидродинамическая связь скважин фации по площади, выбирают преимущественно фации русловых, авандельтовых и баровых отложений.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что гидродинамическую связь скважин фации по площади устанавливают на основании результатов индикаторных - трассерных исследований, и/или гидродинамических исследований, и/или гидродинамического моделирования.