способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку оторочек растворов биополимера "Симусан" и жидкого стекла, отличающийся тем, что закачивают оторочку раствора биополимера "Симусан" совместно с биологическим поверхностно-активным веществом биоПАВ КШАС-М.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оторочки растворов реагентов закачивают при соотношении биоПАВ КШАС-М : биополимер "Симусан" : жидкое стекло, равном от 1 : 1 : 0,04 до 1 : 1 : 0,2.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к добыче нефти с использованием водных растворов биореагентов.

Основной задачей при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии является снижение обводненности нефти и количества попутно-добываемой воды. Для этого эффективно используют технологии полимерного, силикатно-щелочного, а также другие потокоотклоняющие технологии. Однако, разработка новых экологически чистых, простых в осуществлении, основанных на применении доступных реагентов технологий является важной практической задачей.

Известно использование для разработки нефтяного месторождения раствора оксиэтилированного алкилфенола и полиакриламида с жидким стеклом. А.С. ССР N 1736228, 1990. Основным недостатком является невысокая эффективность способа вследствие образования различных труднорастворимых структур, обладающих низкой фильтруемостью в пласте и их подверженность деструктивным процессам.

Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку биополимера и жидкого стекла, так называемая технология изоляции высокопроницаемых зон пласта силикатно-биополимерными гелями (ВНИИ им. акад. Крылова А. П. отчет по Д.88.001.03 "Разработать основы технологии увеличения нефтеотдачи пласта с применением биореагентов". Москва, 1990).

Недостатком известного способа является низкая эффективность доотмыва остаточной нефти.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем снижения водопроницаемости промытых зон пласта, улучшения отмывающих свойств и повышения нефтеотдачи.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем последовательную закачку оторочек раствора биополимера "Симусан" и жидкого стекла, закачивают оторочку раствора биополимера "Симусан" совместно с биологическим поверхностно-активным веществом биоПАВ КШАС-М. Причем оторочки растворов реагентов закачивают при соотношении биоПАВ КШАС-М : биополимер "Симусан" : жидкое стекло, равном от 1:1:0,04 до 1:01:0,2.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемой культурой микроорганизмов Pseudomonas acruginosa S-7. КШАС-М обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м и межфазной активностью до 1 мН/м. Биополимер "Симусан" по ТУ 64-13-127-88 представляет собой культуральную жидкость микроорганизма Acinetobacter SP. Жидкое стекло по ГОСТу 13078-81.

Жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами биополимера, биоПАВ и солями многовалентных металлов пластовой минерализованной воды, что в итоге приводит к образованию прочной армирующей сетки, которая эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением и значительно улучшается процесс вытеснения нефти.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень"

Конкретный состав гелеобразующего силикатно-биоПАВ-биополимерного раствора и его закачки в пласт подбирается в зависимости от геолого-физических условий месторождений: пластовой температуры t^o, состава пластовой воды, минералогического состава и неоднородности коллектора.

Композиция закачивается в нагнетательную или добывающую скважину, продвигается в высокопроницаемых пропластках, в низкопроницаемых зонах глубина проникновения значительно меньшая.

По истечении определенного времени гелеобразования жидкая композиция превращается в вязко-упругий гель по всему объему, заполненному гелеобразующим раствором. Этот гельный тампон препятствует проникновению воды в высокопроницаемые зоны и трещины. Регулирование осадкообразования в пласте достигается величиной объема буферной оторочки пресной воды.

Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88). Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром.М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачивания растворов реагентов и по коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.

Пример 1.

Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 40 см, диаметром 2,8 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,8-1,0 мкм². В образцах песчаников создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 18,0 МПас. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/дм³) при ее объемном расходе 6 см³/час до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта подают оторочку пресной воды и оторочку растворов биореагентов биоПАВ и биополимера, которая проталкивается оторочкой жидкого стекла при соотношении 1:1:0,1. Затем закачивают оторочку пресной воды и опыт останавливают на реакцию в течение 24 часов. После этого в модель пласта закачивают снова минерализованную воду. Снижение проницаемости по воде достигло 73,8%, а прирост нефтеотдачи составил 8,1%.

Пример 2.

По той же методике проводится опыт по снижению проницаемости и вытеснению нефти водой, закачиваемой после фильтрации оторочек биополимера и жидкого секла при соотношении соответственно 1:0,1. Степень снижения проницаемости по воде 49,4%. Прирост нефтеотдачи за счет увеличения охвата составил 4,8% (прототип).

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях

Арланское месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью 0,7-0,9 мкм², пористостью 0,2-0,25 и минерализованными пластовыми водами с содержанием солей 140-250 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта около 1300-1500 м, средняя толщина 6 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами; плотность сетки скважин 12 га/скв. Обводненность нефти 90%, т.е. месторождение находится на поздней стадии разработки. Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину и закачивают в нее 30 м³ пресной воды. Затем закачивают смесь биореагентов биоПАВ-КШАС-М и биополимера Симусан в объеме 50 м³ в одну скважину и раствор жидкого стекла в объеме 30 м³ при соотношении биоПАВ : биополимер : жидкое стекло, равном 1:1:0,1. Закачку осуществляют агрегатом ЦА-320 в течение 8-10 часов. Скважину останавливают на 1 сутки на реакцию. После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки.