Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

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

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м³ каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2044872, опубл. 27.09.1995).

Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м³ ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Перед второй и последующих закачках ПДС определяют приемистость нагнетательной скважины и сравнивают с приемистостью этой нагнетательной скважины перед первой закачкой ПДС, при возрастании приемистости скважины на 50-100% проводят повторную закачку ПДС до достижения приемистости скважины, равной 50-100% приемистости скважины после первой закачки ПДС. При повторной закачке ПДС используют модифицированную ПДС (Патент РФ №2164593, опубл. 27.03.2001 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи, возникающей вследствие применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, согласно изобретению анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента, при плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 иснижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%, при плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м³, при этом в составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи возникает необходимость повышения степени охвата залежи воздействием рабочего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины. Закачиваемые поочередно с рабочим агентам ПДС зачастую оказывают слабое воздействие и приводят к минимальному снижению обводненности добываемой продукции, незначительному повышению нефтеотдачи залежи. Наблюдается невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи. Это является следствием применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Анализируют свойства каждой залежи разрабатываемого месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. На скважине, выбранной для проведения работ, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ в качестве ПДС подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м³ концентрацию полимера в ПДС увеличивают на 30%, а при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м³. В составе ПДС используют дисперсные частицы с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Заявленные параметры залежи выбраны исходя из следующих соображений.

Пористость 5% является минимально возможной пористостью для применения ПДС. При такой пористости используют ПДС, снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%.

Дисперсную фазу в ПДС используют в виде их суспензии с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Снижение гидропроводности промытых каналов залежи определяют следующим образом.

Гидропроводность - способность пласта коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры. Гидропроводность - комплексная характеристика пласта, вычисляется по формуле:

ε=(k×h)/µ,

где k - проницаемость горных пород, мкм²; h - толщина пласта, м; µ - вязкость жидкости, насыщающей поры пласта, мПа·с.

В промысловых условиях изменение фильтрационных свойств прискважинной зоны и эффективность закупорки трещин базируется на результатах исследований кривых падения давления, а также по изменению профиля приемистости скважин до и после проведения воздействия ПДС. Эффективность геолого-технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин определяется двумя составляющими:

- перераспределение потоков в виде относительного изменения гидропроводности отдельных интервалов или их полная изоляция (до 100%);

- изменение принимающей толщины скважины.

Дифференцированное влияние на профиль приемистости составов ПДС обусловлено следующим. Маловязкие крупнодисперсные растворы с твердыми наполнителями закупоривают в основном высокопроницаемые интервалы и трещины, что приводит к их отключению из работы. Максимально принимающий интервал перемещается по высоте в другой пропласток, что приводит к изменению картины профиля приемистости. Общая работающая толщина пласта может увеличиваться, но это уже обеспечивается подключением других ранее не работавших интервалов. Немаловажным фактором, способствующим процессу последующего подключению в работу новых интервалов продуктивного пласта и повторному раскрытию трещин, является то, что в части нагнетательных скважин давление нагнетания может превышать давление разрыва пластов. Это способствует перераспределению закачиваемых потоков. При этом вновь образующиеся каналы не настолько еще промыты, как существовавшие, но их становится больше.

Таким образом, после воздействия ПДС может происходить частичная изоляция прежних интервалов с одновременным проникновением состава в глубь пласта либо полная закупорка работавших интервалов (до 100%) и последующее за этим открытие новых.

В качестве параметра, характеризующего седиментационную устойчивость ПДС, используют коэффициент относительной седиментационной устойчивости КОСУ_ПДС, который определяют по формуле:

КОСУ_ПДС=(V_{опт.ПДС}-V_{тек.ПДС})/V_{опт.ПДС,}

где V_{опт.ПДС} - скорость седиментации частиц ПДС при оптимальном соотношении количества полимера и суспензии дисперсных частиц, необходимых для максимальной флокуляции, м/сек;

V_{тек.ПДС} - скорость седиментации частиц ПДС при текущем соотношении полимера и суспензии дисперсных частиц в области стабилизации, м/сек.

Для нахождения оптимального количества раствора полимера для флокуляции дисперсных частиц изучают скорость оседания методом непрерывного взвешивания осадка с использованием торсионных весов ВТ-500. Навеску дисперсных частиц затворяют в воде и оставляют для набухания в течение 1 часа. Затем полученную суспензию переносят в измерительный цилиндр, взбалтывают и фиксируют массу осадка через определенные промежутки времени до постоянного веса. Скорость осаждения рассчитывают как отношение массы осадка ко времени осаждения. Затем аналогично исследуют скорость осаждения дисперсных частиц в присутствии полимера. Концентрацию полимера увеличивают до тех пор, пока не достигают максимального флоккулирующего эффекта, при котором наблюдается наиболее высокая скорость седиментации частиц ПДС - V_{опт.ПДС}. При дальнейшем увеличении концентрации полимера происходит стабилизация, заключающаяся в снижении скорости оседания частиц ПДС за счет увеличения вязкости дисперсионной фазы.

Седиментационная устойчивость частиц ПДС определяется гидродинамическими факторами: вязкостью и плотностью дисперсионной среды, размерами и плотностью частиц дисперсной фазы.

Применение ПДС с определенными свойствами приводит к повышению нефтеотдачи залежи.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Залежь имеет следующие характеристики: мощность залежи - 10 м, глубина водонефтяного контакта 1200 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 35°С, пористость в пределах от 5 до 30%, размер пор составляет 0,0002…0,5 мм и более, проницаемость 250 мкм², нефтенасыщенность 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях 7,0 мПа·с, плотность нефти 0,84 г/см³, минерализация пластовой воды 240 г/л. Текущая средняя обводненность добываемой продукции по залежи 75%.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через 3 нагнетательные скважины и отбирают продукцию - водонефтяную эмульсию через 6 добывающих скважин.

Текущая нефтеотдача залежи составляет 0,53.

Работы проводят на нагнетательной скважине №1. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1018 кг/м³, т.е. до 1020 кг/м³. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,85, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 50%, т.е. в пределах от 5 до 100%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 85% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиакриламид - 0,08%, глинопорошок - 3%. КОСУ_ПДС=(V_{опт.ПДС}-V_{тек.ПДС})/V_{опт.ПДС}=0,85.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС.

В результате нефтеотдача залежи составила 68%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 56%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Работы проводят на нагнетательной скважине №2. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1070 кг/м³, т.е. в пределах от 1020 до 1100 кг/м³. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,89, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 100%, т.е. в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ оптимальная концентрация полиакрилонитрила в составе ПДС составляет 0,08%, при плотности минерализованной воды от 1020 до 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают на 30% - до 0,11%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиакрилонитрил 0,11%, кварцевый песок 2,5%.

КОСУ_ПДС=(V_{опт.ПДС}-V_{тек.ПДС})/V_{опт.ПДС}=0,89.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. В результате нефтеотдача залежи составила 69%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 55%.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

Работы проводят на нагнетательной скважине №3. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1200 кг/м³, т.е. более 1100 кг/м³. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,8, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 5%, т.е. в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ оптимальная концентрация полиоксиэтилена в составе ПДС составляет 0,8%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают на 60% - до 1,48%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиоксиэтилен 1,48%, древесная мука 5%. КОСУ_ПДС=(V_{опт.ПДС}-V_{тек.ПДС})/V_{опт.ПДС}=0,8.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС.

В результате нефтеотдача залежи составила 65%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 51%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность действия полимердисперсной системы и, таким образом, повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, отличающийся тем, что анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента, при плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%, при плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м³, при этом в составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.