Спосіб розробки нафтового покладу

1. Спосіб розробки нафтового покладу, що передбачає послідовне нагнітання в пласт через нагнітальні(у) свердловини(у) води, загусника і витискного агента та відбір пластової продукції з видобувних свердловин, який відрізняється тим, що промиті водою зони пласта визначають за аналізом розробки покладу або нагнітанням індикаторних рідин, у нагнітальні(у) свердловини(у) нагнітають загусник, при цьому видобувні свердловини, що дренують промиті водою зони, експлуатують на форсованому режимі відбору пластової продукції, а з інших видобувних свердловин припиняють відбір пластової продукції, потім у нагнітальні(у) U 2 (19) 1 3 нагнітають загусник, при цьому видобувні свердловини, що дренують промиті водою зони, експлуатують на форсованому режимі відбору пластової продукції, а з інших видобувних свердловин припиняють відбір пластової продукції, потім нагнітають витискний агент у нагнітальну свердловину, причому видобуток пластової продукції припиняють або зменшують його у 2-3 рази із свердловин, що дренували промиті водою зони, видобуток пластової продукції з непрацюючих свердловин максимально збільшують, як витискний агент використовують або воду, або розчин поверхневоактивних речовин загальною концентрацією від 0,03 до 5,0% та величиною облямівки від 40 до 60% від об'єму нафтонасичених пор пласта, який знаходиться під впливом нагнітальної свердловини, причому розчин поверхнево-активних речовин проштовхують у пласті водою, як загусник використовують карбоксилцелюлозу, або біополімери, або поліакриламід, або поліакриламід з додаванням зшивача або поверхнево-активних речовин, або їх суміші. Спосіб розробки нафтового покладу реалізується наступним чином. Для покладу, який складається як мінімум з однієї нагнітальної і двох видобувних свердловин, попередньо досліджують 43593 4 взаємозв'язок свердловин і неоднорідність пласта за аналізом розробки покладу, або нагнітанням індикаторних рідин у нагнітальні свердловини. Таким чином визначають промиті водою зони пласта. У нагнітальну свердловину нагнітають загусник, при цьому видобувні свердловини, що дренують промиті водою зони, експлуатують на форсованому режимі відбору пластової продукції, а з інших видобувних свердловин припиняють відбір пластової продукції. Після зменшення приймальності в нагнітальній свердловині, видобуток пластової продукції з свердловин, що дренували промиті водою зони, припиняють або зменшують у 2-3 рази, а в нагнітальну свердловину нагнітають витискний агент, причому видобуток пластової продукції з недренованих видобувних свердловин максимально збільшують. Ефективність запропонованого способу встановлена постановкою серії експериментів на фізичній моделі пласта з пропластковою неоднорідністю за проникністю. В ролі витискного агента застосовували або воду, або розчин поверхневоактивних речовин (ПАР), який нагнітали у вигляді облямівки, яку проштовхували водою. Результати досліджень наведено в Таблиці 1. Таблиця 1 Результати досліджень нафтовилучення запропонованим способом Коефіцієнт нафтовилучення, частка для пропластків тришарової моделі пласта для всієї з проникністю, 10-3мкм2 моделі пласта 6,84 11,4 25,0 Витиснення нафти водою Коефіцієнт нафтовилучення на момент прориву води 0,117 0,240 0,490 0,288 з найбільш проникного пропластка, частка Кінцевий коефіцієнт нафтовилучення (на момент по0,338 0,40 0,510 0,420 вного обводнення трьох моделей пропластків) Витиснення нафти за способом, що заявляється (нагнітання полімеру в найбільш проникний пропласток (25,0×10-3мкм2) після його обводнення і подальше нагнітання води) Коефіцієнт нафтовилучення на момент прориву води 0,112 0,236 0,478 0,280 з найбільш проникного пропластка, частка Кінцевий коефіцієнт нафтовилучення (на момент по0,375 0,506 0,543 0,479 вного обводнення трьох моделей пропластків) Витиснення нафти за способом, що заявляється (нагнітання полімеру в найбільш проникний пропласток (25,0×10-3мкм2) після його обводнення і нагнітання 50% облямівки 0,05% розчину ПАР та подальше проштовхування її водою) Коефіцієнт нафтовилучення на момент прориву води 0,117 0,225 0,474 0,298 з найбільш проникного пропластка, частка Кінцевий коефіцієнт нафтовилучення (на момент по0,450 0,600 0,526 0,532 вного обводнення трьох моделей пропластків) Як видно з наведеного, спосіб, що заявляється, дозволяє значно збільшувати кінцевий коефіцієнт нафтовилучення саме з менш проникних пропластків, що призводить до збільшення кінцевого нафтовилучення в цілому для неоднорідної моделі пласта. Кінцевий коефіцієнт нафтовилучення водою складає 0,42, за способом, що заявляється без використання розчинів ПАР - 0,479, а з застосуванням розчинів ПАР - 0,532. Одночасно проведено дослідження величини облямівки і концентрації ПАР у витискному агенті. На Фіг.1 зображено графічну залежність коефіцієнта нафтовилучення від величини облямівки розчину ПАР, на Фіг.2 - залежність коефіцієнта нафтовилучення від концентрації ПАР у витискному агенті. З Фіг.1 видно, що оптимальною величиною облямівки є 0,4-0,6 (від 40 до 60%) від об'єму нафтонасичених пор пласта, оскільки подальше збі 5 льшення величини облямівки не збільшує коефіцієнта нафтовилучення, а при облямівці меншій 0,4 він значно менший. З Фіг.2, на якій зображена залежність коефіцієнта нафтовилучення від концентрації ПАР в витискному агенті, видно, що різке збільшення нафтовилучення спостерігається за вмісту ПАР в витискному агенті, більшому від 0,03%, а при його вмісті, більшому 5,0% коефіцієнт нафтовилучення практично не зростає. Приклади реалізації способу. Приклад 1. Нафтове родовище експлуатується на пізній стадії розробки. За аналізом розробки покладу визначили промиті водою зони пласта. На покладі вибрали свердловину з найбільшим обводненням (в нашому випадку понад 99%), яку перевели під нагнітальну. Обмежили ділянку з п'яти свердловин, які знаходяться найближче навколо вибраної свердловини. Середня продуктивність свердловин для рідини складала 13т/д. Загальна продуктивність усіх шести свердловин для нафти складала 7т/д. Середня обводненість двох видобувних свердловин, які є між собою сусідніми складала 97,1%, а інших трьох видобувних свердловин від 80 до 90% (середнє значення для трьох свердловин 84,3%). У вибрану нагнітальну свердловину нагнітали загусник - 0,05% розчин поліакриламіду (ПАА), при цьому відбір продукції з двох видобувних свердловин з найбільшим обводненням продукції здійснювали на форсованому режимі (відбір рідини збільшили у 5 разів), а з інших трьох видобувних свердловин продукцію відбирали періодично. Середня сумарна продуктивність для рідини по трьох видобувних свердловинах склала 20т/д, обводнення -84,3% на початку процесу та 15,7т/д., обводнення 79,3% в кінці періодичного відбору рідини. Сумарна продуктивність двох видобувних свердловин, що переведені на форсований режим відбору рідини, збільшилась з 26,0т/д при обводненні 97,1% до 122,2т/д при обводненні 95,3%. Приймальність нагнітальної свердловини для води склала 150,0м3 у добу, яка на кінець нагнітання полімерного розчину склала 57м3/д (середня Приймальність 103,5м3/д). Після нагнітання розчину ПАА (який здійснювали впродовж 3 місяців) відбір рідини з найбільш обводнених свердловин зменшили у 4 рази (свердловини перевели на періодичну експлуатацію в залежно від зміни в них динамічного рівня), а з трьох інших свердловин видобуток продукції збільшили. Після цього в нагнітальну свердловину нагнітали воду для видобутку нафти. Впродовж першого місяця видобуток з трьох видобувних свердловин, в яких раніше був обмежений відбір рідини, збільшився з 15,7т/д. З обводненням 79,3% до 39т/д обводненням 65,3% і є стабільним впродовж трьох місяців. За увесь період реалізації способу (7 місяців) загальний видобуток склав 2033,7т при прогнозному 1470т, тобто додатково видобуто 563,7т. нафти, що збільшує коефіцієнт нафтовилучення на 3,8%. Приклад 2. На нафтовому родовищі, після аналізу результатів нагнітання індикаторних рідин, 43593 6 вибрали свердловину з найбільшим обводненням (в нашому випадку понад 99,6%), яку перевели під нагнітальну, і обмежили ділянку з чотирьох свердловин, які знаходяться найближче навколо вибраної свердловини. Середня продуктивність свердловин для рідини складала 12т/д. Загальна продуктивність всіх п'яти свердловин для нафти складала 5,64т/д. Обводненість однієї свердловини складала 99,2%, а інших трьох видобувних свердловин від 80 до 90% (середнє значення для трьох свердловин 87,1%). У вибрану нагнітальну свердловину нагнітали загусник - 0,1% розчин біополімеру, при цьому відбір із свердловини з найбільшим обводненням продукції здійснювали на форсованому режимі (відбір рідини збільшили у 4 рази), а з інших трьох видобувних свердловин відбір рідини виконували періодично (зменшили у 3 рази). Середня сумарна продуктивність для рідини цих трьох свердловин склала 27т/д, обводненням 88,1% (на початку процесу) та 13,1т/д, обводненням 81,2% (в кінці періодичного відбору рідини). Сумарна продуктивність свердловини, що переведена на форсований режим відбору рідини, збільшилась з 12,0т/д. при обводненні 99,2% до 55,3т/д. при обводненні 98,1%. Приймальність нагнітальної свердловини для води складала 140,0м3/д, а на кінець нагнітання розчину біополімеру склала 50м3/д (середня приймальність 95м3/д). Після нагнітання розчину біополімеру (яке виконували впродовж 3,5 місяців) відбір рідини з найбільш обводненої свердловини максимально обмежили (свердловину періодично експлуатували залежно від зміни в ній динамічного рівня), а з трьох інших видобувних свердловин видобуток продукції відновили. Після цього в нагнітальну свердловину нагнітали 0,05% розчин поверхнево-активних речовин в об'ємі 50% від об'єму нафтонасичених пор ділянки дренування, який до завершення способу проштовхували водою. Впродовж першого місяця видобуток з трьох свердловин, в яких раніше був обмежений відбір рідини, збільшився з 13,1т/д, обводненням 71,2% до 46,1т/д. з обводненням 65,9% і є стабільним впродовж п'яти місяців. За увесь період реалізації способу (9,5 місяців) загальний видобуток склав 2812,8т. при прогнозному 1607,4т., тобто додатково видобуто 1373,9т., що збільшує коефіцієнт нафтовилучення на 5,7%. Технологічний результат від реалізації способу досягається за рахунок більш повного вилучення залишкових запасів із обводнених нафтових покладів на пізній стадії їх розробки за рахунок перерозподілу потоків фільтрації і залучення у розробку залишкових запасів недренованих ділянок. Перелік посилань: 1. А.с. 1559121 [СССР]. Способ разработки нефтяного месторождения /Авт.изобрет. М.Л. Сургучев, В.Г.Оганджанянц, А.Т. Горбунов, С.А.Жданов, А.Б. Баишев, М.А. Дмитриев, Д.П. Забродин и Б.А. Кармазин Заявл. 14.10.87(4316457/23-03); опубл. 23.04.90р., №15. 7 43593 2. А.с. 1663182, [СССР]. Способ изоляции притока воды в скважину /Авт.изобрет. Ф.Я.Канзафаров, С.Г.Канзафарова и А.А.Мамаев Комп’ютерна верстка М. Ломалова 8 Заявл.30.03.89 (4669265/03); опубл. 15.07.91р., №26. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601