Способ разработки неоднородного нефтегазоносного пласта

т.е. ИЗ СКВЗЖИН, В КОТОРЫЕ ПОСТУПИП индикатор. В качестве тампонирУЮЩих используют реагенты с регулируемым временем начала затвердевания и реагенты, образующие тампонирующий сосТЭВ при ВЭЗИОДЕЙСТВИИ С ППЭСТОВЫми флюидами. Время начала взаимодействия закачиваемы реагентов выбира 10 на расчетное расстояние.В неоднородных пластах, разрабатыаемых могоскважинной системой,при закачке воды через нагнетательные скважины происходит опережающее обводнение добывающих скважин по наиболее проницаемым зонам. В дальнейшем по этим зонам происходит пасиро ванне воды без совершения полезной работы по вытеснению нефти или газа. В этом случае проводят избирательное и направленное воздействие специальньши реагентами, а ИМЕННО перераспределяют фильтрационные потоки в пласте, останавливая скважины, к которым не должны поступать реагенты, до восстановления забойного давления, а скважины, к которым долны поступать реагенты, продолжают работать на прежнем режиме, или для усиления эффекта перераспределения потока их переводят на форсированны отбор продукции. После восстановления давленияВ ОСТЗНОВЛЕННЬКК скважинах В пласт 33 начинают реагенты на РЭСЧЕТНОЕ рас стояние. Для закачки на расчетное расстояние время начала взаимодействия закачнваемого реагента с элементами пластовой систем выбирают равным времени его закачки на это расстояние. Это время определяется в каждом конкретном случае по формуле- расстояние от забоя нагнетательной скважины до расчетного участка пласта, м средняя скорость фильтрации,заначиваемого реагента в пласте, мсгде К,р средняя проницаемость фильтрационных зон пласта, М 1,определяемая по данным У трассирования потоков-ин дикаторамН вязкость закачнваемого реагента в пластовых условнях, Па-с перепад забойного давления в нагнетательной и добывающей скважинах, Па расстояние между забоями нагнетательной и добывающей скважин, М.Способ осуществляется следующим образом.Определяют фильтрационную неоднородность пласта по площади путем закачки через нагнетательную скважину с вытесняющим агентом радиоактивного,химческого или радикального индикатора по методике. При наличии нескольких нагнетательных скважин закачивают несколько различных и совместимых индикаторов (каждый в отдель- ную скважину). Показателем фильтрационной неоднородности пласта является различие скоростей фильтрации вытесняющего агента, объема и производительности фнльтрационныхканалов по площади пласта. По даннымАР ГРЭССИРОБЗИИЯ ОПРЕДЕЛЯЮТ УЧЗСТКИ Сухудшенными фильтрационным свойствами и участки, где наблюдается прорыв вытесняющего агента в добыаю щие скважины. Перед закачкой тампонируюнх реагентов формируют зоны ч обработки по площади пласта путем перераспределения фильтрационных потоков. Скважины, по направлению к которы не должны поступать тампониру юпие реагенты, останавливают до восстановления забойного давления. Скважины, по направлению к которы.реагентов оставляют на прежнем реииме работы или для усиления эффекта перераспределения потоков переводят на форсированный отбор продукции. Выбирают в зависимости от конкретных условипласта (фильтрационной неоднородности, минералогического состава коллектора, физико-химческии свойствпласта и насыщающих флюидоф тампоннрующие реагенты для проведения работ. В качестве тампониРУЮщих реагентов используют составы с регулируемм временем начала затвердевания (потери текучести)в пластовых Условиях, например, гипано-формалиновая смесь (ГФС) лигиосульфонатиая смесь с структурообразователем бахроматом натрия Ыа 1 С,0, сополимерчастично гидролизованной полиметакрнловой кислоты (ПМАК) флокулянт Комета с отвердителем - алифатической эпоксидной смолой типа ТЭГ-1 и другие композиции, а также реагенты, образующие тампонирующий состав при взаимодействии с пластовой водой. Это силикат натрия и др. Для тампоннрующих реагентов первого вида время начала затвердевания регулируется соотношением компонентов и подбирается в соответствии с временем их закачки в пласт на расчетное расстояние от забоя нагнетательной скважины, определяемое по формуле(1). Тампонрующие реагенты второго вида закачивают в пласт в эмульгированном состоянии, предотвращающем преждевременны их контакт с элементами пластовой системы. Готовят оборудование и технику для закачки реагентов в пласт. После восстановления-забойного давления в остановлен ных скважинах проводят закачку ре- агентов в пласт через нагнетательныеСКВЗЖИНЫ И ЗЗТЕМ ВОЗОНОВЛЯЮТ нагне танне вытесняющего агента. По истечении времени, необходимого для продВНЖЕНИЯ реагента на РЕСЧВТНОЕ РЭССТО яние запускают остановленные добывающие скважины, а скважины, переведенные на форсированнй отбор продукции, при необходимости перевозят в прежний режим работы. - П р н м-е р осуществления способа. Водонагнетательная скважина 41 и добьшающие скважины 17, 28, 50,.5 ддИсходные данные тип коллектора трещнновато-поровокаверноэный, пластовая температура 6 ОС текущая обводненность добышащнх скважин от 10 (скважина Ю 57) до 96 (скважина Ю 28). Закачкой индикатора флуг. оресцеина внагнетательную скважину Р 41 установлен наиболее проницаеме промытые водой зоны пласта по ПЛОЩЕДН, КОТОРЫЕ СОЕДИНЯЮТ ЗЕБОИ нагнетательной скважины Ш 41 н нефтяных скважин Ю 28, БЬ и 58. Опредеи производительность промытым водой трещинныи зон. На основании этих исследований можно снизить фильтрацноннул неоднородность пласта и увеЛИЧНТЬ обхват ВЫТЕСНЕННЕМ ПУТЕМ направленной установки тампонируюшик гнцроэкранов по направлению отнагнетательной скважины Ю 41 кдобы вающим скважинам Ш 28, 54 и 58. По данным гидродинамических исследований нагнетательной скважины Ю А установлено, что наибольший перепад давления (802) ке прнзабойной зоны на расстоянии 150 м от забоя скважины. ПоэтомуДП обеспечения целостности устанавливаемых гидроэкранов и надежности Изоляции трещин место Установки гидроэкранов в пласте долно находить ся на расстоянии 150 м от забоя сква жины Ю 41. Это расстояние принято33 ОСНОВУ в последующих технологичес кии расчетах ПО ОПРЕДБЛЗНИЮ ВРЕМЕНИФильтрации реагента и подбору его ин дукционного периода. Для направленной закачки тампонирующих реагентов в выбранные участки пласта формируют зоны обработки путем перераспределения фильтрационных потоков. Для этого скважины Ш 17, 50 и 57, понаправлению К которым Не ДОЛНЫ ПОС тупать тампоннрующне реагенты, оста навливают до восстановления забойно го давления, а скважину Ж 28 за15 сут до этого переводят на форсиРОВЗННЫЙ ОТБОР продукции, причем обводненность скважины в результате этого не изменяется и остается на Уровне.9 б. Период восстановления забойного давления в остановленнъш скважинах 2 СУТ. Последующий период времени остановки-скважин определяют, исходя из времени закачки реагентов н скважину и времени их движения по пласту в зоны, расположен ные на расстоянии 150 м от забояскважин Ю 41 по направлению к добьг вающим скважинам Ю 28, 54 и 58. Вначале закачиают твердеющнй состав с регулируемым временем начала гелеоб разования на основе частично гидролизованиой полиметакриловой кислоты(ПМАК) - флокулянт Комета с отвердителем алифатической эпоксидной смолой типа ТЭГ-1. Этот состав обРавовыает на расстоянии 150 м от забоя скважины Ю 41 прочную гелеобравную структУРУ перекрываюую зоны высокой проницаемости (наиболее проницаемые трещины). Затем закачивают раствор полимера акрилового ряда, который, проникая в менее проницаеые зоны, за счет адсорбированных процессов на поверхности водонасьщен реализуется на участьяние 150 м от забоя скважин Ж 41время закачки реагентов в пласт определяют следующим образом.Используя индикаторный методопределяют среднюю скорость фильтрации воды к конкретным добыающим скважинам, а затем по формуле (2) определяют проницаемость выбранным зон пласта. Знал проницаемость кадой из зон пласта и вязкость реаген 10СЛУЧЗЕ ЕЯЗКОСТЬ ПЕРВОГО И ВТОРОГО тампоннрующих составов в пластовыкусловиях при температуре 60 С составляет 0,015 Па-с)определяют его скорость фипьтрации по направлению к каждой из добывазощъвс скважин. Такимреагента от забои нагнетательнойкаждом из выбранных направлени. Результаты расчета времени движения РЕЗГЕНТОВ В выбранные ЗОНЫ пласта приведены в табл.1. .из табл. следует, что время движения реагентов по пласту на расстот30 по направлению к добывающим скважи нам Ю 28, 54 и 58 должно быть 8,5 ч. Были проведены лабораторные работыпо подбору рецептуры твердеющегоСОСТЗВЗ на ОСНОВЕ СОПОЛИМЕРЗ ФЛОКУ 35плит Комета и смолы ТЭГ-1 с индук ционным периодом до начала гелеобразования (температура 60 С время 8,5 ч Ъ В табл.2 приведены результаты лабораторных работ.В табл.2 дана зависимость ВРВМ 8 ни начала гелеобразования тампонирующего состава на основе сополиме ра флокулянт Комета н смолы ТЭГ-1 ОТ СООТНОШЭННЯ КОМПОНЕЙТОВ при ТЕМШЕ-Д 5Из табп.2 следует, что заданным условиям отвечает состав с содержанием флокулянта Комета 6, смолы ТЭГ-1 2,5, остальное - пресная вода.5 После приготовления реагентов назабойного давления в скважин-такт 17,50 и 57 прекращается закачка воды в пласт и проводится закачка тампониРУЮЩИХ реагентов вначале твердеющего состава, а затем раствора полимера ЭКРИДОВОГО ряда. ПОСЛЕ ЭТОГО СКВ 8 жину Д 1 пускают-под закачку акри 55Ю 41 пускают под закачку воды в пласт. Всего закачивают 20 мз твердающего состава и 186 мз раствора полимера акрилового ряда, Для закачки реагентов используют переданные насосные агрегаты ДА-320. Продолжтельность закачки реагентов 3 сут. Через 10 ч после закачки реагентовв пласт скважины в 17, 50, 57 переВОДЯТ на прежний режим отбора жидкости. Суммарное время остановки скважин- 17, 50, 57 5,5 сут.Способ позволяет предотвратить неконтролируемый прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины и повысить отдачу неоднородного нефтяного или газового пласта, разрабатываемого многоскважннной системой,за счет увеличения обхвата пластанаиболее проницаемых участков плас 5 низко продуктивных зон. Он позволяет так ЖЕ ОКРЗТИТЬ РЗСХОД реагентов ПУТЕМ.исключения непроизводительных зат рат ИХ.1. Способ разработки неоднородного нефтегазоносного пласта, включающий закачку через нагнетательные скважины первой порции вытесняющего агента а после его прорыва в добывающе скважины закачку тампонрующего реагента И второй порции вытесняющего агента, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта за счет избирательногои направленного воздействия реаген тов, в первую порцию вытесняющего агента добавляют индикатор и по данным трасснрования перед закачкой тампонирующих реагентов останавливают скважины, к-которым не должен поступать ТЗМПОННРУЮЩИЙ РЗЗГВНТ ДО ВОССТЗ новленив забойного давления, а скважин, к которым должен поступить тампоннрующей реагент, эксплуатируют в прежнем или на форсированном режиме. .2. способ по п., о т л н ч а ющ и й с я тем, что в качестве тампонирующик реагентов используют реагенты с регулируемым временем начала затвердевания и/или реагенты, обраЗужщн ТЗМПОНЗЖНЫЙ СОСТЕБ ПРИ ВЗЕНЧО3- СПОСО ПО ПП-1 2 0 Т Л Н Ч а тов выбирают равным времни закачки Ю Щ Н Й С Я ТЕМ. ЧТО ВРЕМЯ Начала в пласт на расчетное расстояние.ЗНТВЕРДЕВНННЯ ТЗМПОНИРУЮЩИХ РЕЗГЗН Таблица 1Добыв акщие скв ажинынагнетательной сква жины Р 41 до забоядавления между сква жиной Ю 41 и добываюСредняя скорость л ДВИЖЕНИЯ ВОДЫ С ИН ДНКНТОРОМ По трещинам . от скважины Н 41, м/с 0,096 0081 в 0,12Средняя проницаемость йласта от скважины Р 41 по направлениюреагентов по плас . . ту, м/с х 0 О 058 0,00 д 8 0 О 072реагентов от за боя скважины Ю йСоотношение компонен- ввремя до нача тов состава, мас - па гелеобра 4-Ч гонения при Флоку- Смола Пресная темературе пянт ТЭГ 1 вода 6 ОС, ч-ин