Способ разработки нефтяных залежей

(51) МПК (2009) НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ(71) Заявитель Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(72) Авторы Демяненко Николай Александрович Пысенков Виктор Геннадьевич Бескопыльный Валерий Николаевич Лымарь Игорь Владимирович(73) Патентообладатель Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(57) 1. Способ разработки нефтяных залежей, включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установку через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, отличающийся тем,что предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те из них, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины и исследуют меченую трассирующими агентами добываемую жидкость для определения типа,объема и структурно-механических свойств изолирующих составов для водонепроницаемых экранов. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве трассирующего агента применяют химический индикатор, выбранный из группы, включающей флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид или роданид. Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активизации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей, находящихся на 3-й и 4-й стадиях разработки. Известно, что основным способом разработки нефтяных залежей является вытеснение нефти водой, закачиваемой через нагнетательные скважины, и добыча ее через добывающие скважины. В условиях неоднородных по геолого-физическим свойствам пластов к третьей-четвертой стадиям разработки залежей ряд скважин обводняется и при предель 13599 1 2010.10.30 ной обводненности переводится в контрольный или бездействующий фонд. В соответствии со способом увеличения охвата неоднородных пластов заводнением 1 для увеличения охвата в эти скважины осуществляют закачку потокоотклоняющих химических реагентов и таким образом увеличивают охват пласта вытеснением. Недостатком данного способа является следующее. В процессе разработки залежей меняют объемы нагнетаемой воды в нагнетательные скважины. Одни нагнетательные скважины останавливают, другие запускают. В связи с этим меняются направления и траектории путей, по которым движутся фильтрационные потоки. Поэтому закачка потокоотклоняющих реагентов во все простаивающие скважины приведет к непроизодительным материальным затратам, так как из практики известно, что многие простаивающие скважины могут находиться в стороне от основных путей фильтрации нагнетаемой воды. Кроме того, емкость высокопроницаемых каналов принята в способе в среднем около 1 , что на многих участках залежей далеко не так. Поэтому выбор объема закачиваемого реагента несовершенен. Это в ряде случаев может приводить к недонасыщению высокопроницаемых каналов потокоотклоняющими реагентами и низкой эффективности работ. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ разработки нефтяных залежей 2, включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через расположенные в прогибах пласта обводненные скважины водонепроницаемых экранов. Недостатком данного способа является то, что во многих случаях направления основных фильтрационных потоков, по которым вода, вытесняющая нефть, движется от нагнетательных к добывающим скважинам, не совпадают с прогибами пласта. Поэтому закачка изолирующих составов в скважины, выбранные этим способом, во многих случаях неэффективна и приводит к значительным непроизводительным затратам. Кроме того, данный способ не позволяет определить объемы и структурно-механические свойства изолирующих составов, удовлетворяющие условиям максимального насыщения ими высокопроницаемых каналов фильтрации в зонах движения основных фильтрационных потоков. Задачей, решаемой данным изобретением, является повышение эффективности технологии разработки нефтяных залежей и увеличение нефтеотдачи пластов. Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяных залежей, включающем заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, согласно изобретению, предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те из них скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины, и исследуют меченную трассирующими агентами добываемую жидкость для определения типа, объема и структурно-механических свойств изолирующих составов для водонепроницаемых экранов. В качестве трассирующего агента может применяться химический индикатор, выбранный из группы, включающей флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид или роданид. Способ осуществляют следующим образом. 13599 1 2010.10.30 На начальной стадии разработки продуктивный нефтенасыщенный пласт вскрывают системой скважин, в которые входят нагнетательные и добывающие скважины. Скважины располагают согласно утвержденной схемы разработки залежи. Путем закачки воды в нагнетательные скважины нефть вытесняют к добывающим скважинам. В течение всего периода разработки месторождения осуществляют комплекс мероприятий по ограничению водопритока к добывающим скважинам и увеличению охвата пласта заводнением. При прохождении фронта вытеснения по пласту продукция отдельных добывающих скважин достигает предельной обводненности, после которой добыча нефти становится нерентабельной. Обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие и контрольные. Для уменьшения объема воды, поступающей в работающие добывающие скважины (ограничение водопритока), на пути движения основных фильтрационных потоков следует устанавливать водонепроницаемые экраны для изменения направлений фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта вытеснением. Для определения основных путей фильтрационных потоков в простаивающие обводненные скважины в объемах 10-30 м 3 закачивают трассирующие агенты (ТА) и выполняют полииндикаторные исследования. В качестве ТА применяют флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид и другие химические индикаторы. При этом в одну простаивающую скважину закачивают флуоресцеин, в другую карбамид, в третью нитрат аммония, в четвертую роданид и т.д. ТА продавливают продавочной жидкостью в пласт и оставляют бездействующие скважины в покое. В нагнетательные скважины продолжают закачку воды в прежнем режиме. При этом, если в зоне нахождения какой-либо из простаивающих скважин, в которые закачали ТА, имеются промытые фильтрационные каналы, по которым потоки воды без совершения работы по вытеснению перемещаются от нагнетательных к работающим добывающим скважинам, то эти потоки подхватывают ТА и доставляют к работающим добывающим скважинам. На устье добывающих скважин отбирают пробы добываемой жидкости и доставляют в лабораторию. В этих пробах в соответствии с существующими методиками определяют концентрации всех закачанных в простаивающие скважины ТА. В результате анализа полученных значений концентрации ТА по известным схемам определяют скорости движения фильтрационных потоков, проницаемость и объемы промытых водой каналов. Исходя из значений объема промытых каналов, выбирают объемы изолирующих составов водонепроницаемых экранов, достаточные для насыщения ими каналов фильтрации. Полученные значения скорости движения фильтрационных потоков и проницаемости каналов фильтрации применяют для определения типа изолирующего состава и его структурно-механических свойств (вязкости, прочности, напряжения сдвига, адгезии к породе). Для установки водонепроницаемых экранов применяют осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные растворы с регулируемым временем гелеобразования и т.п. Установка в пласте на пути движения фильтрационных потоков воды водонепроницаемых экранов приводит к изменению движения этих потоков в направлении слабовыработанных зон пласта, вытеснению нефти из застойных и тупиковых зон, способствует увеличению охвата пластов вытеснением и снижению обводненности добываемой продукции в действующих добывающих скважинах. Выборочный подход к определению простаивающих скважин, через которые производят закачку водонепроницаемых экранов,существенно снижает непроизводительные материальные и трудовые затраты при разработке нефтяных залежей. Способ реализован наблоке Елецко-задонской залежи Березинского месторождения РУП ПО Белоруснефть. ТА закачивались в простаивающие обводненные скважины 8 и 136. В скважину 136 в качестве ТА закачивался 0,25 раствор уранина в объеме 10 м 3. Отбор проб проводился по 12 добывающим скважинам. Период исследований - 64 сут. Анализ результатов исследований показал, что основные объемы меченой жидкости от скважины 136 направлены к 3 13599 1 2010.10.30 добывающим скважинам 108 и 148 (60 воды, фильтрующейся от скважины 136). С максимальной скоростью, равной 505 м/сут, первая порция меченой жидкости достигла скважины 122. Основные объемы ТА подошли к добывающим скважинам со средней скоростью 20-113 м/сут, за исключением скважины 122, к которой средняя скорость составила 398 м/сут. Практически по всем скважинам ТА выносился в течение первых 14 суток. За период исследований вода от скважины 136 в добывающие поступала по 1-4 системам фильтрационных каналов с проницаемостью в пределах 0,08-0,38 мкм 3. В скважину 8 в качестве ТА закачивался 5 раствор карбамида в объеме 10 м 3. Отбор проб проводился по 12 добывающим скважинам. Период исследований - 60 сут. Анализ результатов исследований показал, что основные объемы меченой жидкости от скважины 8 направлены к добывающим скважинам 135, 121 и 100 (62 воды, фильтрующейся от скважины 8). С максимальной скоростью, равной 1003 м/сут., первая порция меченой жидкости достигла скважины 122. Основные объемы индикатора подошли к добывающим скважинам со скоростями 6-24 м/сут., за исключением скважины 122 и 148, к которым основные объемы подошли со скоростями 205 и 58 м/сут. соответственно. Анализ динамики выноса ТА показывает, что он выносится практически весь период исследований. Вода от скважины 8 к добывающим скважинам поступала по 3-6 системам фильтрационных каналов с проницаемостью в пределах 0,01-1,63 мкм 2. Приведенные данные позволили сделать вывод, что через участок скважины 136 фильтруется относительно небольшой объем воды, нагнетаемый в скважины 102 и 103. Через участок же скважины 8 фильтруется довольно значительное количество воды, нагнетаемой в скважины 102, 109 и 103. Поэтому, с целью изменения направления фильтрационных потоков от нагнетательных скважин 102,109 и 103 к добывающим, было рекомендовано закачать в скважину 8 изолирующих составов в объеме 250 м 3 и, установив на пути фильтрации водонепроницаемый экран, тем самым увеличить охват пластов вытеснением. Работы по закачке изолирующих составов реализованы в августе - сентябре 2007 г. путем закачки в простаивающую скважину 8 для установки водонепроницаемого экрана на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных скважин 102, 103 и 109 изолирующего состава в объеме 250 м 3, в качестве которого использовали композицию на основе реагента ОВП-1 и силиката натрия. Источники информации 1. Патент РБ 87, МПК 21 43/20, 1994. 2. Патент РФ 2099512, МПК 21 43/20, 1997. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20. 4