SU1627673A1 - Способ разработки нефт ной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобыче. а именно к способам разработки нефт ных залежей с трещиновато-пористыми коллекторами с подошвенной водой. Цель - повышение эффективности способа разработки за счет предотвращени  перетоков между нефтеносной и водоносной част ми пласта. Способ разработки заключаетс  в изол ции зон перетока между водо-и нефтенасыщен- ной част ми пласта. Водоносную и нефтеносную части пласта вскрывают скважиной. Перед изол цией зон перетоков повышают гидродинамическую св зь между нефтеносной и водоносном част ми пласта про

Description

Изобретение относитс  к нефтедобыче, а именно к способам разработки нефт ных залежей с трещиновато-пористыми коллекторами и подошвенной водой.

Цель изобретени  - повышение эффективности cnocoba заработки за счет предотвращени  перетоков между нефтеносной и водоносной част ми пласта.

Сущность способа заключаетс  в изол ции зон перетока между водо- и нефтенасы- щеннои зоной пласта. При этом перед изол цией зон перетоков повышают гидро- динс мическую св зь между нефте- и водоносными част ми пласта путем прокачки жидкости; в начале фильтрационный поток промывочного раствора направл ют от нефте- к водоносной части пласта, а перед закачкой изолирующего раствора его направление мен ют на обратное; процесс закачки промывочного раствора производ т , повыша  давление нагнетани  от пластового до давлени  раскрыти  трещин.

На чертеже представлена последовательность осуществлени  способа.

Нефт ную залежь разбуривают единой системой нагнетательных и добывающих скважин. В нагнетательных скважинах вскрывают нефтеносный пласт и верхнюю часть водоносного пласта, а в добывающих только нефтеносный пласк

В нагнетательной скважине с перфорированной нефтеносной зоной 1 перфорируют верхнюю часть водоносной зоны 2 пласта, которые разобщают друг от друга пакером 3, установленным в области ВНК. Затем осуществл ют прокачю промывочной жидкости от нефтеносной зоны пласта к водоносной через перемычку, закачива  жидкость в затрубное пространство между обсадной колонной и НКТ и отбира  ее через НКТ. В процессе закачки давление повышают ст пластового до давлени  раскрыти  трещин. После стабилизации процесса закачки его направление мен ют на обратное, закачку ведут в водоносную часть пласта, а отбор производ т из нефтеносной зоны. Это позвол ет интенсифицировать гидродинамическую св зь между зонами пласта.

Промысловыми исследовани ми установлено , что наиболее веро тной областью перетоков вытесн ющего агента в водоносную зону пласта из нефтеносной  вл етс 

призабойна  зона, где наибольша  веро тность образовани  путей наименьших филь- трационных сопротивлений за счет трещинообразований и призабойных упру- гопластичных деформаций из-за образований каверн в процессе бурени .Заколонные перетоки возникают также из-за нарушени  целостности цементного кольца.

Объем трещин и область их распространени  завис т от величины давлени  нагнетани  вытесн ющего агента.Поэтому при повышении гидродинамической св зи между нефте- и водоносными зонами пласта должно соблюдатьс  следующее условие; давление нагнетани  промывочной жидкости повышают от пластового до давлени  раскрыти  трещин. В этом спучае в трещиновато-пористых коллекторах гидродинамическа  св зь между зонами пласта будет осуществл тьс  по трещинам и каналам.

Данный процесс позволит улучшить фильтрационные харакеристики приза5ойной зоны перед последующей изол цией.

Дл  расчета общего объема каналов св зи 4 замер ют параметры закачки (давление , расход), причем определенный объем промывочного раствора дл  закачивают г. добавлением трити  (мечена  жидкость) и определ ют содержание меченой жидкости в единице объема отобранной

из нижней зоны продукции.

После выполнени  указанных работ приступают к изол ции каналов перетока, котора  заключаетс  в следующем.

По колонне насосно-компрессорных

труб 5 в водоносный пласт 2 закачивают тампонирующий раствор 6 под давлением, равном давлению раскрыти  трещин. В цел х предотвращени  проникновени  изолирующего раствора в нефтеносную зону

пласта его объем должен составл ть 0,7 от общего объема каналов св зи. Высоту подъема тампонирующего раствора контролируют по геофизическому прибору ГК (7), установленному в переходной зоне между

нефте- и водоносной част ми, дл  чего первую порцию раствора (около 20%) затвор ют на растворе короткоживущего радиоактивного изотопа.

После подн ти  изолирующего раствора до намеченной заранее высоты создают противодавление путем закачки сточной воды с ТХУ в нефтеносный пласт под давлением , достаточным дл  удержани  тампонирующего раствора на заданном уровне.

Изолирующий раствор продавливают в водоносную зону сточной водой и приподнимают НКТ на безопасную высоту. Выдерживают тампонирующий раствор до полного зг- -вердени , Определ ют забой и испытывают скважину на приемистость.При необходимости производ т дострел в интервале продуктивного пласта. Затем спускают НКТ с воронкой и ввод т скважину под закачку. Провод т исследовани  по определению эффективности изол ционных работ. При последующей эксплуатации скважины нагнетание вытесн ющего агента производ т при давлении закачки ниже давлени  раскрыти  трещин.

Пример. Дл  осуществлени  способа выбрана скважина : следующими параметрами: не Ътечг Сыщенный пласт залегает иг гоубине 1219-1226 м перехолнл  .она в иншрвг ле 1226- 1236 м, искоыта часть водо- но .ною плаогэ (1236-1250 м). залегающего но глубине 123G--1257 м Перфоригювгн нефтечс -.ный пласт в интервале 122С м. Искусственный иабой -1200,0 л Объем н .производительной закг.чки по с.ожине составл л 60%.

С целью вы влени  зон перетоков вытесн ющего агента и последующей их изп- л л ц и и на скважине 5 ы л и проведены геофизические и (идродинзмические исследовани , по результатам oi jpsix было ус i г новлено. что част.;, вытесн ющего агента уходит в нижележащий водоносный пласт. Затем перфорацией был вскрыт водоносный пласт в интервале 1236-1238м и на НКТ спущен г.акер, который установили выше водоносного пласта на глубине 1235 м. С целью повышени  гидродинамической св зи между пластами закачку промывочной жидкости сначала производили в н-;фтенсс- ный пласт с одновременным отбором продукции из водоносного. Начальное давление закачки на устье скважин было равно 5,0 МПа, а приемистость - 12 м /ч. Давление закачки повышали постепенно до 8,0 МПг. приемистость г-ри этом составила 25 м /ч. Продолжительность промываси  каналов составила 8 ч. Затем сменили направление фильтрационного потока, т.е. закачивали в водоносный пласт, а оi бирали из

нефтеносного. Давление закачки повышали от 8,0 до 11,0 МПа. Дл  подсчета объемов каналов св зи при давлени х закачки 5,0 и 8,0 МПа закачив ли по 10 м3 промывочной

жидкости с добавлением трити .

Циркуп цию промывочного раствора в обоих направлени х осуществл ли от цементировочного агрегата.

Затем произвели изол цию зон перетоков , котора  заключалась в следующем.

По колонне насосно-компрессорных труб от цементировочного агрегата в водоносный пласт закачали раствор портландце- мен а в объеме 3 м , причем перва  порци 

(около 0,7 м была затворена на растворе изотопа натрий-24. Закачка портландцемента с плотностью 1,8 г/см производилась при давлении на устье 6,5-7.0 МПа. Подъем цементного раствора контролировалс  по ГК и при достижении уровн  1230 м приступили к закачке сточной воды с плотностью 1,15 г/см в нефтенасыщенный пласт под давлением 8,0 МПа на устье скважины . Затем цементный раствор продавили

в пласт сточной водой и приподн ли НКТ выше продуктивного пласта.

Цементный рэствор выдержали з течение 2 сут до полного затвердени .

После. Эьео; )ени  изол ционных работ

спустили НКТ с воронкой на пубину 1215 м и приступали к закачке йьтес - кицсго «ген- та (сточной воды) в интервал продулTIJHOI с плоста. Закзчку веды производили пр ;-тв- лении нагнетани  на устье 5 0 МПа. Пр:к ч исто ть нефтеносного пласта гостами.id 167м3/сут.

Дл  сценки степени эффсктивы способа сравнили срс.1..- --мес чные m .чазл тели по добыче нефти, жидкости vn добыв (сщих скважин участка, объем з качки вытесн ющего йгенг. чсоез кагье этель- ную сквэжину. Были вз ты данные по значке и отбору за 6 мес до начала испытани  способа. Среднемес чный оп.-марьый отбор жидкости и нефти по участку соответственно 885,6 м и 692,5 т. а объем закачки - 4265,6 м . После проведени  изол ционных работ объем добыгой ж;vкости и нефти из четырех добывающих скважин за

мес ц составил соответственно 1325 м и 1058 т, а объем закачки снизилс  до 3402 м .

Таким образом, добыча нефти увеличилась за мес ц в 1,5 раза, а объем закачки уменьшилс  в 1,25 раза.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Способ разработки нефт ной залежи с

   трещиновато-порист ым.: коллекторэми с

   подошвенной водой, включающий  скрытие

   скважиной нефтеносной и впоносной частей пласта, осуществление изол ции зоны перетока между нефтеносной и водоносной част ми пласта закачкой изолирующего агента и пуск скважины в работу, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности способа разработки за счет предотвращени  перетоков между нефтеносной и водоносной част ми пласта, перед изол цией зоны перетока повышают гидродинамическую св зь между нефтенасыщен0

   ной и водонасыщенной част ми пласта прокачкой промывочной жидкости от нефтена- сыщенной части пласта к водонасыщенной и измен ют это направление на обратное от водонасыщенной части к нефтенасыщенной части, после чего закачивают изолирующий агент в водонасыщенную часть пласта, при этом в процессе прокачки промывочной жидкости давление повышают от пластового до давлени  раскрыти  трещин.