Спосіб збільшення нафтовіддачі пласта

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема технологій інтенсифікації видобутку нафти та підвищення кінцевої нафтовіддачі пластів. Відомий спосіб підвищення нафтовіддачі пластів, що включає циклічну зміну фільтраційних потоків шляхом переведення видобувних свердловин в нагнітальні і навпаки [Справочник по нефтепромисловой геологии/Н.Е.Быков, А.Я.Фурсов, М.И.Максимов и др.; Под ред. Н.Е.Быкова, М.И.Максимова, А.Я.Фурсова - М.: Недра, 1981. - 525с. (с.476)]. Недоліком цього способу є неможливість підвищення нафтовіддачі в умовах суттєвої неоднорідності колекторів так, як незалежно від напрямку нагнітання агент, що нагнітають, рухається по високопроникним інтервалам пласта. Відомий спосіб підвищення нафтовіддачі пластів шляхом регулювання профілів приймальності нагнітальних свердловин [Поддубный Ю.А. Современное состояние и приоритеты развития физико-химических технологий увеличения охвата пластов заводнением. В кн. Проблемы повышения нефтеотдачи пластов. М.: ОАО типография "Нефтяник", 2002, с.77-93]. Недоліком цього способу є неможливість регулювання напрямків руху води на об'єктах розробки, що експлуатуються на природних режимах без підтримування пластового тиску. Відомі також способи інтенсифікації видобутку впливом на привибійну зону пласта, наприклад солянокислотною обробкою або гідравлічним розривом пласта [Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под обш. Ред. Ш.К.Ниматудинова/ Р.С.Андриасов, И.Т.Ми щенко, А.И.Петров и др. - М.: Недра, 1983. - 455с. (с.313-360)]. Недоліком цих способів є велика вірогідність разом з підвищенням рівня видобутку отримати зниження кінцевої нафтовіддачі через збільшення неоднорідності в привибійній зоні пласта, яке призводить до виключення з роботи малопроникних інтервалів пласта і відповідно до зниження повноти вилучення нафти з них. Задачею винаходу є збільшення нафтовіддачі пласта шляхом регулювання інтенсивностей фільтраційних потоків нафти та води на видобувних свердловинах. Слід зазначити, що внаслідок здійснення технологічних дій за винаходом досягається не тільки інтенсифікація видобутку нафти по покладу, але й зростає кінцева нафтовіддача пласта. Так, інтенсифікація видобутку нафти може бути досягнута шляхом підвищення відбору нафтонасичених інтервалів пласта. Однак для того, щоб це не призвело до зменшення кінцевої нафтовіддачі, а навпаки забезпечило її ріст, таке підвищення повинно супроводжуватись вирівнюванням інтенсивностей відбору нафти і води з свердловин об'єкта розробки. Для цього, відповідно до винаходу, визначають відношення дебітів фільтраційних потоків нафти та води до їх середніх значень по покладу відповідно, та у свердловинах, де відношення дебіту води до його середнього значення по покладу більше одиниці, зменшують приплив пластових вод, а у тих свердловинах, де вказане відношення не перевищує одиниці, за умови, що відношення дебіту нафти до його середнього значення по покладу менше одиниці, інтенсифікують відбір нафти. Як наслідок, вказані дії забезпечують вирівнювання інтенсивності фільтраційних потоків по всьому об'єкту розробки. У свердловинах, де інтенсивність фільтраційного потоку води не перевищує одиниці, а інтенсивність фільтраційного потоку нафти більше або дорівнює одиниці, також може бути інтенсифіковано відбір нафти. Під інтенсивністю фільтраційних потоків в окремій свердловині розуміємо відношення відбору (дебіту) нафти або води із свердловини до його середнього значення по покладу. Середній дебіт по покладу визначають як середньо арифметичне від дебіту по задіяним видобувним свердловинам. В таблиці 1, як приклад, наведено залежність впливу на привибійну зону свердловини від інтенсивності фільтраційних потоків нафти та води, яку було застосовано для свердловин першого блоку Долинського родовища. Таблиця 1 Залежність впливу на привибійну зону свердловини від інтенсивності фільтраційних потоків нафти та води по свердловинам першого блоку Долинського родовища №св, 222 225 228 230 240 241 264 311 315 325 344 345 350 353 354 Дебіт, т на місяць нафти 225,0 498,7 40,5 464,5 137,0 51,8 0,7 66,5 16,4 17,5 364,2 6,8 495,2 182,8 135,9 води 1261,2 3218,9 170,3 4664,1 236,7 356,9 2,3 457,1 134,5 48,0 1144,4 33,9 3211,7 1900,3 625,2 Інтенсивність фільтраційних потоків нафти води 1,31 1,19 2,91 3,05 0,24 0,16 2,71 4,42 0,80 0,22 0,30 0,34 0,01 0,01 0,39 0,43 0,10 0,13 0,10 0,05 2,12 1,08 0,04 0,03 2,89 3,04 1,07 1,80 0,79 0,59 Вплив на привибійну зону свердловин Зменшення припливу пластових вод Зменшення припливу пластових вод Інтенсифікація відбору нафти Зменшення припливу пластових вод Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Зменшення припливу пластових вод Інтенсифікація відбору нафти Зменшення припливу пластових вод Зменшення припливу пластових вод Інтенсифікація відбору нафти 355 693 708 716 802 823 390,8 1,2 20,9 154,3 154,3 174,5 2656,8 14,3 93,3 636,6 636,6 670,2 2,28 0,01 0,12 0,90 0,90 1,02 2,52 0,01 0,09 0,60 0,60 0,63 Зменшення припливу пластових вод Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Інтенсифікація відбору нафти Вплив на привибійну зону свердловини здійснюють будь-якими прийнятними відомими в галузі методами. Так, для зменшення припливу води і, як наслідок, зменшення її відбору з обводнених інтервалів пласта можуть бути застосовані, наприклад, цементні мости, зшиті полімери і полімерні розчини. Використовуючи фактичні дані або методом експертних оцінок вказані технології можна упорядкувати за інтенсивністю дії. Для конкретного об'єкта розробки така упорядкованість може бути записана, наприклад, у вигляді Цементні мости < Зшиті полімери КО > перфорація > ПАР Такий запис означає, що в результаті ГРП відбір нафти із свердловини зростає більше, ніж після КО, а після КО - більше, ніж після перфорації, і, відповідно, після перфорації - більше, ніж після обробки ПАР. Інтенсивність зміни відбору фільтраційного потоку визначається відношенням величини відбору фільтраційного потоку після та до застосування технології, направленої на таку зміну. Співставлення інтенсивності фільтраційного потоку з інтенсивністю зміни його відбору, що забезпечується тією чи іншою технологічною дією на привибійну зону свердловини, дозволяє визначити для кожної свердловини переважну те хнологію збільшення або зменшення припливу фільтраційного потоку. Так, застосування таких технологій зменшення припливу води, при яких інтенсивність зменшення відбору води із свердловини прямо пропорційна інтенсивності фільтраційного потоку води, переважне. Також переважним є застосування технологій збільшення припливу нафти, при яких інтенсивність збільшення відбору нафти із свердловини обернено пропорційна інтенсивності фільтраційного потоку нафти. Оскільки дотримання вищенаведених умов сприяє повноті вирівнювання фільтраційних потоків, випадок, коли інтенсивність зменшення відбору води у свердловині прямо пропорційна інтенсивності фільтраційного потоку води, а інтенсивність збільшення відбору нафти із свердловини обернено пропорційна інтенсивності фільтраційного потоку нафти, найбільш переважний. В таблиці 2 наведений приклад кількісної оцінки змін відбору води та нафти із свердловин при застосуванні наведених ви ще те хнологій. Таблиця 2 Технологія зміни припливу фільтраційного потоку Полімерні розчини Зшиті полімери Цементні мости ГРП КО Перфорація ПАР Інтенсивність фільтраційного Інтенсивність зміни відбору потоку фільтраційного потоку Технології зменшення припливу води води води 1,20 0,83 1,50 0,67 2,00 0,50 Технології збільшення припливу нафти нафти нафти 0,30 3,33 0,60 1,67 0,80 1,25 0,90 1,11 Враховуючи дані таблиці, прийнятною для вирівнювання фільтраційних потоків в пласті є така сукупність технологічних дій на об'єкті розробки: в свердловинах, які вимагають зменшення відбору води, використовують цементні мости при відношенні дебіту по воді до середнього по покладу більше 2, зшиті полімери - коли воно знаходиться в інтервалі 1,5 до 2, і полімерні розчини, якщо таке відношення менше 1,2; аналогічно, в свердловинах, які вимагають збільшення відбору нафти, де відношення дебіту нафти до середнього по покладу менше 0,3, проводять ГРП, де це відношення становить від 0,3 до 0,6 - проводять КО, де від 0,6 до 0,8 перфорацію, де від 0,8 до 1,0 - обробку ПАР і де більше або дорівнює 1,0 - необов'язково обробку ПАР. В таблиці 3 для першого блоку Долинського родовища наведені дані щодо прогнозованого видобутку при застосуванні сукупності технологій зменшення припливу води та збільшення припливу нафти, які необхідні для інтенсифікації видобутку нафти та підвищення кінцевої нафтовіддачі пластів за винаходом. Технологію зміни припливу фільтраційних потоків для кожної окремої свердловини з метою, по суті, повного вирівнювання фільтраційних потоків в пласті було підібрано та їх передбачуваний відбір було розраховано, базуючись на вищенаведених залежностях. Наведений приклад переважного варіанта втілення винаходу ніяким чином не повинен розглядатися як такий, що обмежує винахід, викладений у формулі, оскільки спеціалісту в даній галузі зрозуміло, що в ньому можуть бути зроблені різні зміни, виправлення та уточнення, які не призводять до відходу від суті даного винаходу та обсягу формули, що додається. Таблиця 3 №св, 222 225 228 230 240 241 264 311 315 325 344 345 350 353 354 355 693 708 716 802 823 Технологія дії Полімерні розчини Цементні мости ГРП Цементні мости Перфорація КО ГРП КО ГРП ГРП Полімерні розчини ГРП Цементні мости Зшиті полімери Перфорація Цементні мости ГРП ГРП ПАР ПАР Прогнозовані результати Дебіт нафти, т на місяць Дебіт води, т на місяць 225,00 1051,00 498,70 1609,45 135,00 170,30 464,50 2332,05 171,25 236,70 86,33 356,90 2,33 2,30 110,83 457,10 54,67 134,50 58,33 48,00 364,20 953,67 22,67 33,90 495,20 1605,85 182,80 1266,87 169,88 625,20 390,80 1328,40 4,00 14,30 69,67 93,30 171,44 636,60 171,44 636,60 174,50 670,20 На фіг.1 та фіг.2 показаний результат практичної реалізації запропонованого способу на першому блоку Долинського родовища, що передбачав застосування наведеної у табл.3 сукупності технологій зміни припливу фільтраційних потоків до його свердловин. Фіг.1 ілюструє інтенсифікацію видобутку нафти по об'єкту приблизно на 40 тон нафти на добу. На Фіг.2 показана зміна характеристики витіснення до і після проведення робіт. Злом на кривій сумарного видобутку нафти вказує на збільшення кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі в результаті проведення робіт. Таким чином, запропоноване вирівнювання інтенсивності фільтраційних потоків забезпечило наряду із інтенсифікацією видобутку нафти і ріст кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі об'єкта розробки.