SU1629502A1

SU1629502A1 - Способ разработки нефт ного месторождени с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом

Info

Publication number: SU1629502A1
Application number: SU884391747A
Authority: SU
Inventors: Рафиль Гиниатуллович Абдулмазитов; Шавкат Ямалетдинович Гилязов; Ренат Халиуллович Муслимов; Рашид Газнавиевич Рамазанов; Любовь Васильевна Просвиркина
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1988-03-10
Filing date: 1988-03-10
Publication date: 1991-02-23

Abstract

Изобретение относитс к разработке нефт ных месторождений с разнопроница- емыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом. Цель-повышение темпов отбора пластового флюида.Дл этого гидродинамическа св зь между разно- проницаемыми коллекторами создаетс вблизи добывающих скважин путем разрушени непроницаемого раздела. Закачку вытесн ющего агента осуществл ют через нагнетательный скважинный низкопроницаемый коллектор, а отбор пластового флюида из высокопроницаемого коллектора - через добывающие скважины. Радиус R установки гидродинамической св зи определ етс по формуле: R 0 18RcKe(1-Ki/K2), где RCKB - рассто ние между скважинами, м; Ki и Ка - проницаемости низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, мкм2. Если раздел между коллекторами представлен аргил нтами с известковистым цементом или уплотненными карбонатами, св зь создают путем кислотной обработки непроницаемого раздела между разнопроницаемыми коллекторами . 1 з.п. ф-лы, 1 ил. (Л С

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефт ных месторождений с разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом.

Целью изобретени вл етс повышение темпов отбора пластового флюида.

Дл отбора пластового флюида создаетс гидродинамическа св зь между разно- проницаемыми коллекторами вблизи добывающих скважин, причем радиус зоны св зи (R) определ ют по формуле

R 0,18RcKB(1-),

где RCKB рассто ние между скважинами, м; Ki и Ка - проницаемость низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, мкм

На чертеже приведена принципиальна технологическа схема осуществлени предлагаемого способа.

Низкопроницаемый (карбонатный) массив 1, залегающий совместно с высокопроницаемым (терригенным) 2 и отделенный от него непроницаемым разделом 3, разбуривают нагнетательными 4 и добывающими 5 скважинами и осуществл ют обустройство.

В процессе бурени и эксплуатации провод т исследование скважин. Определ ют петрофизическую характеристику коллекторов и раздела между ними. По результатам исследований устанавливают физико-химические свойства породы раздела и на основании этого делают выбор путей создани гидродинамической св зи между

о ю чэ ел о ю

пластами. Если раздел представлен аргиллитами с известковистым цементом или уплотненными карбонатами, св зь создают путем кислотного разрыва. В случае, если раздел представлен глинами, св зь можно создать вымыванием раздела.

Если раздел представлен аргиллитами с известковистым цементом, то дл создани гидродинамической св зи в добывающей скважине 5 в кровле коллектора 1 устанавливают пакер 6, отдел тем самым низкопроницаемый пласт от высокопроницаемого . Спускают насосно-компрессор- ные трубы (НКТ) 7 с пакером 8, голый конец которых устанавливают выше пласта 2. Производ т закачку сол ной кислоты по НКТ через перфорационные отверсти в пласт 2, котора воздейству на раздел 3, раствор ет известковистый цемент и создает каналы между пластами, через которые в дальнейшем и осуществл етс гидродинамическа св зь между пластами 1 и 2. Размеры создаваемой зоны св зи завис т от рассто ни между нагнетательной и добывающей скважинами , физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов и р да других факторов.

В случае, если гидродинамическа св зь присутствует на всем прот жении от нагнетательной до добывающей скважины, то заводн етс только пласт 2, так как он более проницаемый. При малой зоне св зи охват пласта 1 незначителен из-за малой вертикальной составл ющей потока жидкости .

Объем кислоты рассчитываетс из услови создани необходимых размеров зоны св зи: 0,8-1,0 м3 на 1 м радиуса св зи.

После необходимого времени пребывани кислоты в пластах 2 и 3 из скважины 5 удал ют НКТ 7 с пакером 8 и разбуривают пакер б, после чего скважины пускают в работу, т.е. в скважину 4 закачивают техническую воду, а из скважины 5 осуществл ют отбор продукции.

При эксплуатации добывающей скважины фильтрационный поток от нагнетательной скважины через зону созданной св зи между коллекторами и интервалы перфорации охватывают весь низкопроницаемый пласт 1. Это происходит из-за перераспределени фильтрационного потока как по напластованию , так и в вертикальном направлении. Благодар наличию гидродинамической св зи участка высокопроницаемого пласта, примыкающего к добывающей скважине с участком низкопроницаемого пласта, наход щегос под повышенным пластовым давлением и примыкающего к нагнетательной скважине, создаетс градиент давлени , вектора скоростей которых перпендикул рны основному потоку. Это интенсифицирует отбор нефти из карбонатного коллектора и тем самым увеличивает

темп выработки продуктивных пластов в целом .

П р и м е р. На залежи нефтенасыщен- ными вл ютс карбонатные коллекторы (проницаемость 0,08 мкм2) и терригенные

0 коллекторы (проницаемость 0,3 мкм2). Раздел , представленный аргиллитами с известковистым цементом между карбонатным и терригенным пластами, составл ет 1,6 м. Определ ют радиус зоны св зи, при ко5 торой наблюдаетс максимальный коэффициент охвата карбонатного массива, вытеснением (рассто ние между добывающей и нагнетательной скважинами равн етс 350 м): R 51 м.

0 Дл создани гидродинамической св зи между терригенными и карбонатными пластами создают систему трещин в разделе, дл чего ниже кровли карбонатного коллектора (1202 м) устанавливают разбуриваемый па5 кер 6, спускают НКТ 7 с пакером 8, закачивают в терригенный пласт 45 м 25%- ной НС1(при этом начальное давление 9 МПа, рабочее давление 8-9 МПа, конечное давление 7 МПа) и продавливают ее в пласт водой

0 с дистиллатом (дистиллат 3,6 м3) при давлении 7 МПа.

Давление закачки рассчитывают из услови создани на забое добывающей скважины давлени , при котором происходит

5 раскрытие существующих и образование новых трещин в разделе между терригенным и карбонатными пластами (23 МПа). Объем закачки кислоты определ ют из услови создани гидродинамической св зи на

0 рассто нии 51 м от ствола добывающей скважины из расчета 0,9 м на 1 м св зи.

В результате проведенных работ дебит скважины увеличиваетс на 6,6 т/сут (с 7.0 до 13,6 т/сут).

Claims

1. Способ разработки нефт ного месторождени с разнопроницаемыми коллекторами , разделенными непроницаемым разделом, включающий закачку вытесн ю0 щего агента через нагнетательные скважины , добычу пластового флюида через добывающие скважины и создание гидродинамической св зи между разнопроницаемыми коллекторами, отличающийс

5 тем, что, с целью повышени темпов отбора пластового флюида, гидродинамическую св зь между разнопроницаемыми коллекторами создают вблизи добывающих скважин путем разрушени непроницаемого раздела , закачку вытесн ющего агента осуществл ют в низкопроницаемый коллектор, а отбор пластового флюида осуществл ют из высокопроницаемого коллектора, причем гидродинамическа св зь устанавливаетс в радиусе R, определ емом по формуле

R 0,18RcKB(1-jЈ),

где RCKB - рассто ние между скважинами, м;

Ki и «2 - проницаемости низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, мкм .

2. Способ по п.1,отличающийс тем, что гидродинамическую св зь осуществл ют путем кислотной обработки непроницаемого раздела между разнопроницаемыми коллекторами .