Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений

 

Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов заводнением. Для этого одновременно с закачкой воды в нагнетательные скважины ведут закачку гидрофобизирующей жидкости в высокообводненные добывающие скважины , находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин. Закачку гидрофобизирующей жидкости проводят при давлении раскрытия трещин и до достижения давления в обрабатываемой области начального давления. Закачку гидрофобизирующей жидкости в процессе разработки периодически повторяют после резкого повышения обводненности продукции добывающих скважин. Использование данного способа позволяет снизить фазовую проницаемость кефтеводонасыщенных пластов для воды и увеличить ее для нефти и снизить обводненность добывающих скважин. 4 табл. w Ё

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s E 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ о 4 4

М

Ф 4

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4678383/03 (22) 14.04.89 (46) 15.09,91, Бюл, М 34 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышлености (72) А.М. Рудаков, Г.Ф. Кандаурова и P.С. Хисамов (53) 622.276(088.8) (56) Сургучев M.Ë. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

М. Недра, 1985, с. 143-153. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель — повышение нефтеотдачи эа счет увеличения охвата пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости пластов.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов заводнен ием.

Способ заключается в следующем.

Для эффективного уменьшения содержания воды в продукции добывающих скважин достаточно небольшого снижения водонасыщенности пласта, Уменьшение водонасыщенности пласта согласно данному способу достигается путем закачки в него гидрофобизующей жидкости, е дальнейшем ТЖУ, состоящей из 96-98% битумного дистилляте и 4-2% эмульгала, которая гидрофобиэует водонасыщенную часть пласта, „, . Ж Ä 1677274А1 заводнением. Для этого одновременно с закачкой воды в нагнетательные скважины ведут закачку гидрофобизирующей жидкости в высокообводненные добывающие скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин, Закачку гидрофобиэирующей жидкости проводят при давлении раскрытия трещин и до достижения давления в обрабатываемой области начального давления. 3акачку гидрофобизирующей жидкости в процессе разработки периодически повторяют после резкого повышения обводненности продукции добывающих скважин.

Использование данного способа позволяет снизить фазовую проницаемость нефтеводонасыщенных пластов для воды и увеличить ее для нефти и снизить обводненность добывающих скважин. 4 табл.

I в результате чего увеличивается фазовая проницаемость пласта по нефти, а следовательно, и дебит по нефти.

Для создания импульса повышенного давления и его быстрого распространения на значительную глубину пласта предусматривается давление закачки ТЖУ выдерживать равным давлению раскрытия трещин, При одновременной закачке вытесняющего агента через нагнетательные скважины и

ТЖУ через добывающие скважины, положительные перепады давления усиливаются эа счет создания встречной волны повышенного давления со стороны добывающих скважин, т.е. за счет противодавления.

Усиление (увеличение) положительных перепадов давления, в свою очередь, приводит к увеличению отрицательных перепадов

1677274 давления при отборе. Все это в конечном итоге способствует более интенсивному, по сравнению с импульсным способом, перераспределению жидкостей в неравномерно насыщенном пласте, которое направлено на выравнивание насыщенностей и устранение капиллярного неравновесия на контакте нефтенасыщенных и эаводненных зон.

Многократные скачки насыщенностей, возникающие вследствие неравномерного вытеснения нефти водой иэ неоднородных пластов, создают неравновесное состояние капиллярных сил на контакте зон с разной насыщенностью. Усиление знакопеременных перепадов давлений между зонами (слоями) разной насыщенности способствует ускорению капиллярной, противоточной пропитки водой нефтенасыщенных зон (слоев), т.е. быстрому внедрению воды из эаводненных эон в нефтенасыщенные по мелким и перетоку нефти иэ нефтенасыщенных зон в заводненные по крупным поровым каналам. Все это интенсифицирует преодоление прерывистого характера проявления капиллярных сил, выравнивание насыщенностей, т.е. способствует повышению охвата эаводнением неоднородных пластов и увеличению их нефтеотдачи.

Закачиваемая ТЖУ, продвигаясь по трещинам, встречает противодавление вытесняющего агента, в результате чего в них резко возрастает давление, снижается скорость распространения ТЖУ. Это обуславливает интенсивную фильтрацию ТЖУ через стенки трещинв пористыеводонасыщенные эоны пласта. При этом происходит их гидрофобиэация, а поскольку ТЖУ имеет нефтяную основу, то одновременно повышается и фазовая проницаемость по нефти, Как только пластовое давление в районе добывающих скважин достигает величины начального, закачку ТЖУ прекращают. А после достижения начального пластового давления в районе нагнетательных скважин прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и начинают отбор нефти. Поскольку забойные давления работающих добывающих скважин значительно меньше, чем давление раскрытия трещин, то движение закачиваемой воды по ним не происходит, так как трещины в этом случае находятся в сомкнутом состоянии.

После закачки ТЖУ не будет движения воды и по околотрещинонному пространству, а также и по более удаленным от него, наиболее проницаемым, ранее водонасыщенным участкам пласта.

Известно, что водонасыщение пластов в первую очередь происходит по наиболее проницаемым, высокопористым участкам пластов, которые одновременно являются и наиболее слабыми в прочностном отношении, поэтому трещины образуются при за5 качке ТЖУ именно в высокопроницаемых и водонасыщенных частях пластов. Следовательно, во время закачки ТЖУ, в первую очередь гидрофобизуются водонасыщенные, наиболее нроницаемые участки пласта, 10 по которым ранее поступала в скважину закачиваемая вода. После гидрофобизации путей поступления воды в добывающие скважины вытесняющий агент будет обходить их и продвил ться по нефтенасыщен15 ным участкам пластов, тем самым повышая охват заводнением и их нефтеотдачу, При закачке ТЖУ одновременно с нагнетанием вытесняющего агента волна повышенного давления, продвигаясь от

20 добывающей скважины к нагнетательным, способствует изменению направления движения жидкости, особенно в районе расположения добывающих скважин, что также способствует повышению нефтеотдачи пла25 стов.

Таким образом, применение данного способа позволит достигнуть одновременно следующих положительных эффектов.

Снизить фазовую проницаемость нефте30 водонасыщенных пластов для воды и увеличить ее для нефти, путем их гидрофобизации, и тем самым снизить обводненность добывающих скважин.

Закачка ТЖУ в пласты добывающих

35 скважин при давлении, равном давлению раскрытия трещин, одновременно с нагнетанием воды в нагнетательную скважину позволяет усилить действия энакопеременных перепадов давления, в результате чего по49 вышается охват пластов заводнением и нефтеотдача пластов, Достигается изменение направления движения пластовой и закачиваемой жидкости в районе расположения добывающих

45 скважин, что также способствует процессу повышения охвата пластов заводнением, увеличению нефтеотдачи.

В результате совместного действия указанных положительных эффектов, возра50 стают дебиты добывающих скважин как по жидкости, так и по нефти, повышается охват заводнением и нефтеотдача пластов.

Способ осуществляется в следующей последовательности.

55 Иа многопластовом нефтяном месторождении согласно проекту бурят нагнетательные и добывающие скважины. Разработку осуществляют с помощью эаконтурного и внутриконтурного заводнения. При достижении обводненности продукции добываю1677274 щих скважин порядка 65, переходят к применению импульсного способа разработки, Добывающие скважины, находящиеся в зоне влияния каждой нагнетательной, останавливают, а закачку в нагнетательные 5 скважины ведут до достижения в них величины начального пластового давления. Затем закачку прекращают, делают выдержку и пускают добывающие скважины в работу.

Если обводненность продукции снизилась 10 примерно на 10-15ф, то разработку продолжают этим же способом, Если же снижение обводнен ности продукции не произошло хотя бы в некоторых скважинах, то переходят к применению данного спосо- 15 ба. При этом закачку ТЖ у осуществляют только в те скважины, в которых снижение обводненности не произошло.

Прежде всего в этих скважинах проводят исследования глубинными приборами 20 (дебитомер, влагомер) и определяют интервалы водонасыщенной зоны. Затем определяют объем ТЖУ, необходимый для закачки, по формуле

2 з

V =3(h m) +0,5h>,M где 3 и 0,5 — коэффициенты, взятые на основе экспериментальных исследований;

0 — диаметр обрабатываемой водонасыщенной эоны пласта, принимаемый равным диаметру зоны трещинообразования при закачке ТЖУ, м;

h — суммарная перфорированная толщина водонасыщенной зоны, определенная по влагомеру, м;

m - трещинная пористость пласта,,ь;

h1 — суммарная перфорированная толщина пластов, м.

После этого переходят непосредственно к закачке ТЖУ с помощью агрегата. За- 40 качку ТЖУ осуществляют при давлении, равном давлению раскрытия трещин. Момент раскрытия трещин отмечается резким падением давления и увеличением расхода жидкости. Закачку продолжают до достиже- 45 ния пластовым давлением величины начального пластового давления. Этот момент определяют путем измерения статических уровней по соседним добывающим скважинам или непосредственно в той скважине, в 50 которую ведут закачку ТЖУ, Во втором случае периодически делают перерывы в закачке для установления пластового давления.

После закачки ТЖУ добывающие скважины оставляют под давлением до конца цикла закачки вытесчяющего агента в нагнетательные скважины. Затем их пускают в эксплуатацию. Если при этом обводненность продукции добывающих скважин, в которые производилась закачка ТЖУ, снизилась примерно на 10 — 157, то разработку залежи продолжают обычным импульсным заводнением. Если снижение обводненности не произошло или произошло на меньшую величину, то продолжают применение данного способа до указанного выше снижения обводненности. В дальнейшем обработку продуктивных пластов добывающих скважин данным способом осуществляют только в резко обводнившихся скважинах.

l р и м е р, Месторождение разбурили нагнетательными и добывающими скважинами по семиточечной схеме, Разработку осуществляли с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. Взяли отдельный участок (элемент) залежи с добыва ющими скважинами М 1, 2, 3, 4, 5, 6, находящимися в зоне влияния нагнетательной скважины М7. В геологическом разрезе этих скважин выделены 5 продуктивных пластов(сверху вниз) в; B); г1; г; д с интервалами перфорации соответственно 16191621; 1627 — 1628; 1635,2 — 1636.8;

1637,6 — 1639,2; 1643,4 — 1653,2. Дебиты и обводненность продукции этих скважин характеризовались данными, приведенными в табл. 1, В связи с высокой обводненностью продукции применили известный импульсный метод воздействия на пласты закачкой. После эксплуатации элемента залежи по этому способу в течение 10 циклов закачки-отбора дебиты скважин и обводненность продукции характеризовались данными, приведенными в табл. 2.

Как видно из табл. 2, отводненность снизилась по скважинам N. 1, 2, 3, 4. Осталась обводненность на прежнем уровне только по скважинам N 5, 6. В связи с этим на этих скважинах произвели обработку продуктивных пластов по данному способу, Прежде всего с помощью глубинного влагомера определили интервалы водонасыщенных зон, т.е. интервалы пластов, из которых поступает в скважину высокообводненная продукция. Такими интервалами оказались в пласте г 1638 — 1639,2 м; в пласте д 1648,2 — 1653,2 м. Отсюда их суммарная толщина составляет 6,4 м, Поскольку закачка ТЖУ осуществляется при давлении, равном давлению раскрытия трещин, то гидрофобизация пористой части пластов будет происходить в основном через трещины. Поэтому за средний радиус обрабатываемой зоны приняли радиус раскрытия трещин.

Известно, что средний радиус раскрытия трещин по результатам непосредственных определений на основе гидродинамических исследований составляет около 36 м. Отсюда диаметр трещинообраэования принимаем 72 м. Средняя трещинная пористость водонасыщенных пластов по результатам лабораторных исследований керна составляет 0,01127ь. Тогда

V=3 {3 "4 5 8 } 6,4 0.0012+

+ 0,5 16,4 = 93,7 + 8,2 = 101,9 м, Закачку ТЖУ производили при зааойном давлении, равном 38 МПа, т.е, при давлении, обеспечивающем раскрытие трещин, Продолжительность закачки определялась временем достижения пластовым давлением в очаге закачки величины начального давления, равного 17 МПа. Поскольку в скважинах значения параметров, входящих в формулу, близки по значению, то для обеих скважин объем ТЖУ взяли одинаковый. Замеренные дебит и обводненность после закачки ТЖУ в скважины ¹ 5 и 6 имели следующие данные, приведенные в табл. 3, Как видно иэ табл, 3, обводненность продукции скважин № 5 и 6 после обработки призабойной зоны снизились более, чем на

157, На остальных скважинах снижение обвсдненности тоже произошло. xone обработка и риэабойной зоны в них не производилась, После 12 циклов закачки-отбора скважины 5 и 6 и дополнительно скважина 3 резко (на

207;) обводнились, После этого опять применили данный способ, в результате чего дебиты по нефти возросли примерно в 1,2 раза при снижении обводненности продукции каждой скважины примерно на 10 j. 8 дальнейшем этот способ применяли каждый раэ после резко о обводнения продукции добывающих скважин.

Основным требованием, которым должна отвечать гидрофобизующая жидкость, является адсорбция полярных компонентов на породах. Другими существенными факторами являются степень конденсированности асфальтосмолистых веществ и толщина адсорбционных пленок на твердой фазе, Известно, что в начале процесса: адсорбции адсорбируются не только асфальтены, но и высшие смолы, В дальнейшем происходит избирательная адсорбция асфальтенов, а высшие смолы десорбируются. Поэтому высокая конденсированность асфальтенов должна обеспечить практически необратимый характер их адсорбции, Вышеуказанным требованиям в полной мере отвечают некоторые нефти, а также следующие гидрофобные растворы; гидрофобные эмульсионные растворы (ГЭР) на основе дизельного топлива или промысловых нефтей с использованием в качестве эмульгаторов и стабилизаторов омыленных

15 * ) 5

40 75

55 известью или каустиком продуктов, содержащих высшие жирные кислоты (СЖК и кубовые остатки при дистилляции, окисленный петролатум (СМАД-1), гудроны растительных и животных жиров и др.); безводные састворы на углеводородной основе (РУО) на основе промысловых нефтей, загущенные мыламл жирных кислот; углеводородные растворы маслорастворимых поверхностно-активных веществ, состоящих из углеводородной жидкости (нефть, битумный дистиллят) и маслсрастворимых

ПАВ (эмультал, неонол). Последний тип гидрофобизующей жидкости под названием

ТЖУ используется в данной технологии.

Преимущества данного спооба вытекают из повышения охвата пластов эаводнением и увеличения нефтеотдачи пластов. B табл. приведем сравнительные данные по результатам эксплуатации элемента по известному импульсному способу (результаты получены расчетным путем) и по данному способу (результаты получены пс фактической эксплуатации) за одно и то же время—

276 сут. Для сравнения взяты только те скважины, в которых производилась обработка призабсйнсй зоны по данному способу.

Как в-;дно из табл. 4 дополнительная добыча нефти только по двум скважинам указанных элементов составила 2760 м, что на 18,8;ь больше объема добытой нефти по способу, взятому эа прототип. Как известно, коэффициент нефтеотдачи определяется как произведение коэффициента охвата пластов заводнением и коэффициента вытеснения нефти.

Поскольку данный способ, в первую очередь, обеспечивает увеличение коэффициента охвата пластов заводнением, то можно дополнительную нефть считать как полученную за счет его увеличения, Исходя из этого, увеличение коэффициента нефтеотдачи при постоянном коэффициенте вытеснения по сравнению с прототипом составляет не менее 18,(.

Формула изобретения

Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий периодическую закачку в пласт вытесняющего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, о т л и ч а lo щ и Йс я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет увеличения охвата пластов заводнением, одновременно с закачкой воды в нагнетательные скважины ведут закачку гидрофобизующей жидкости в высокообводненные добывающие скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин, причем закачку гидрофсбиэующей . .

1677274

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 3

Таблица 4.....2760м

Всего..

Составитель В.Кошкин

Редактор M.Áîêàðåâà Техред M.Mîðãåíòàë Корректор И,Муска г

Заказ 3094 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 жидкости проводят при давлении раскрытия трещин и до достижения давления в обрабатываемой области начального пластового давления, при этом закачку гидрофобизующей жидкости в процессе разработки периодически повторяют после резкого повышения обводненности продукции добывающих скважин.