способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательные скважины сшитого полимерного состава и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно и после закачки сшитого полимерного состава в нагнетательные скважины закачивают раствор бактерицида.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений за счет увеличения охвата пласта воздействием.

Известный способ увеличения охвата пласта воздействием обработкой нагнетательных скважин полимерным раствором, предпочтительно водным раствором полиакриламида (ПАА) [1] недостаточно эффективен, т.к. полиакриламид подвержен различного рода деструктивным процессам в пласте.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательные скважины термостойкого сшитого ионами Cr³⁺ полимерного состава на основе ПАА и добычу нефти через добывающие скважины [2].

Недостатком известного технического решения является его низкая эффективность, проявляющаяся в том, что увеличение фактора сопротивления, обеспечиваемое закачкой сшитого полимерного состава, не приводит к заметному увеличению нефтеотдачи, т.к., во-первых, закупориваются наиболее промытые участки пласта, но микроканалы остаются не подключенными к фильтрации, будучи забитыми микроорганизмами и продуктами их жизнедеятельности, присутствующими в пласте; во-вторых, сам термостойкий сшитый полимерный состав на основе ПАА подвергается биодеструкции, также снижающей эффективность способа (см. чертеж).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки нефтяного месторождения за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения нефтеотдачи.

Поставленная задача решается тем, что предварительно и после закачки сшитого полимерного состава в нагнетательные скважины закачивают раствор бактерицида.

Предложенная авторами последовательность операций позволяет добиться перераспределения потоков в пласте и подключить к фильтрации новые микроканалы.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачка в нагнетательные скважины раствора бактерицида

2. Закачка в нагнетательные скважины сшитого полимерного состава.

3. Закачка в нагнетательные скважины раствора бактерицида.

4. Добыча нефти через добывающие скважины.

Для проверки технического решения в лабораторных условиях были проведены опыты на простейшей объемной модели нефтяного пласта. Объемная модель представляла собой две параллельно соединенные линейные модели, имеющие общий ввод и раздельный отбор жидкостей. Такая постановка эксперимента позволяет моделировать условия вытеснения нефти из неоднородного пласта, состоящего из двух пропластков с различной проницаемостью, разделенных непроницаемой глинистой перемычкой.

В опытах использовался натурный керн и пластовые жидкости месторождения М, связанная вода создавалась методом вытеснения.

Компоновка пористых сред и подготовка нефти осуществлялась в соответствии с ОСТ 39-195-86. Параметры опытов и результаты экспериментов приведены в таблице (см. в конце описания).

Всего было проведено три опыта. В первом и втором опыте вода содержала 10^-5 - 10^-6 кл/мл пластовой микрофлоры и 79 мг/л взвешенных частиц.

В первом опыте коэффициент вытеснения из низкопроницаемой модели составил 0.4145, а из высокопроницаемой - 0.5713. Закачка 0.5 V_п бактерицида - ЛПЭ-11в (500мг/л) привела к приросту коэффициента вытеснения, равному 1.2 и 1.4% из высоко- и низкопроницаемой модели, соответственно. Закачка 0.1 V_п сшитого полимерного состава (СПС) (ПАА-0.1%, хромкалиевые квасцы (ХКК) - 0.015%, вода - остальное) позволила достичь прироста коэффициента вытеснения 2.6 и 6.9% для высоко- и низкопроницаемой модели пласта. Последующая закачка бактерицида объемом 0.5 V_п привела к приросту коэффициента вытеснения всего 0.4 и 0.1% из высоко- и низкопроницаемой модели, соответственно.

Динамика изменения фактора сопротивления и фактора остаточного сопротивления позволяет также сделать вывод об эффективности предложенного технического решения, т.к. после закачки бактерицида произошла очистка пористой среды от микроорганизмов и мехпримесей (фактор остаточного сопротивления 0.5), а после закачки 0.1 V_п СПС произошло перераспределение потоков (фактор остаточного сопротивления 26.6, а прирост коэффициента вытеснения из низкопроницаемого пласта - 6.9%).

Второй опыт повторял первый, за исключением стадии предварительной закачки бактерицида. В этом случае из-за отсутствия предварительной очистки пористой среды увеличение прироста коэффициента вытеснения при закачке СПС составило всего 1.2 и 2.7% из высоко- и низкопроницаемой пористой среды.

В третьем опыте нагнетаемая вода предварительно отфильтровывалась от микрофлоры и мехпримесей через биофильтр. В результате отсутствия загрязнений эффект от воздействия бактерицида не наблюдался, а эффект от воздействия СПС уменьшен по сравнению с первым опытом.

Пример конкретного осуществления способа.

На нагнетательную скважину с приемистостью 640 м³/сут при 130 атм месторождения X, представленного продуктивным пластом девона со средней мощностью пласта 11 м и открытой пористостью 0.22, завозят полиакриламид (1.5 т), хромокалиевые квасцы (0.225 т) и бактерицид ЛПЭ-11 (20 т). Закачивают оторочку 200 м³ бактерицида с концентрацией 500 мг/л, затем оторочку раствора полиакриламида со сшивателем объемом 1500 м³ и концентрацией полиакриламида 0.1% и хромокалиевых квасцов 0.015%. Затем повторяют закачку бактерицида в том же количестве. В результате получено 2500 т дополнительной нефти.

Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации

1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М. :Недра, 1985.

2. Григоращенко Г.И. и др. Применение полимеров в добыче нефти.-М.: Недра.1978,с.214.