способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫМ ПЛАСТОМ, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку изолирующего материала в обводнившиеся добывающие скважины с последующей его технологической выдержкой для отвердения, отличающийся тем, что закачку изолирующего материала производят оторочками, которые продавливают в пласт гидрофобизирующим материалом с вязкостью, меньшей вязкости изолирующего материала, при этом технологическую выдержку оторочки изолирующего материала осуществляют после закачки гидрофобизирующего материала, причем закачку второй и последующих оторочек изолирующего материала производят под давлением, обеспечивающим переток разогретого в пластовых условиях гидрофобизирующего материала в незаизолированные зоны пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быь использовано на поздней стадии разработки залежи при обводнении продукции добывающих скважин.

Известен способ избирательного тампонирования отдельных мест в подземной части скважины путем закачки отверждающихся органических смолообразующих смесей [1]

Известный способ неприменим в пластах с высокой температурой, поскольку органические смолообразующие смеси нестабильны в пластовых условиях повышенных температур.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку изолирующего материала в обводнившиеся добывающие скважины с последующей его технологической выдержкой для отверждения [2]

Известный способ позволяет проводить работы в высокотемпературном пласте с температурой более 63^оС. Однако способ не позволяет создать долговечную изоляцию вследствие быстрого проникновения воды по зонам, соседним с изолированными, что снижает нефтеотдачу залежи.

Цель изобретения увеличение нефтеотдачи залежи за счет создания изоляции обводнившихся зон и одновременной гидрофобизации прилегающих зон.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку изолирующего материала в обводнившиеся добывающие скважины с последующей его технологической выдержкой для отверждения, закачку изолирующего материала проводят оторочками, которые продавливают в пласт гидрофобизирующим материалом с вязкостью, меньшей вязкости изолирующего материала. Технологическую выдержку каждой оторочки изолирующего материала осуществляют после закачки гидрофобизирующего материала. Закачку второй и последующих оторочек изолирующего материала производят под давлением, обеспечивающим переток разогретого в пластовых условиях гидрофобизирующего материала в незаизоли- рованные зоны пласта.

Существенные признаки изобретения:

закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

отбор нефти через добывающие скважины;

закачка изолирующего материала в обводившиеся добывающие скважины;

технологическая выдержка для отверждения изолирующего материала;

закачка изолирующего материала оторочками;

продавливание в пласт оторочек изолирующего материала гидрофобизирующим материалом;

вязкость гидрофобизирующего материала меньше вязкости изолирующего материала;

осуществление технологической выдержки каждой оторочки изолирующего материала после закачки гидрофобизирующего материала;

осуществление закачки второй и последующих оторочек изолирующего материала под давлением, обеспечивающим переток разогретого в пластовых условиях гидрофобизирующего материала в незаизолированные зоны пласта.

Сущность изобретения. Пpи закачке в обводнившиеся интервалы пласта в остановленной добывающей скважине изолирующего материала происходит его проникновение в те интервалы перфорации, в которых пласт имеет наибольшую проницаемость и наибольшую обводненность. Однако надежность такой изоляции определяется не только свойствами изолирующего материала, но и свойствами прилегающих зон. При возобновлении добычи нефти вода в первую очередь появляется в перфорационных отверстиях, смежных с заизолированными. Имеет место пристеночный эффект, в соответствии с которым вода проходит на границе изолирующего материала, являющегося гидрофильным. Для исключения этого эффекта и для дополнительной гидрофобизации не только граничных зон, но и всех окружающих слоев применяют разработанный способ.

Изолирующий материал закачивают в остановленную добывающую скважину. Он поступает в перфорационные отверстия, которые соответствуют высокопроницаемым обводнившимся зонам. Далее его задавливают и продвигают по пласту гидрофобизатором, который, имея меньшую вязкость по сравнению с изолирующим материалом, легче проникает не только в те интервалы перфорации скважины, в которые поступил изолирующий состав, но и во все другие интервалы перфорации. Таким образом, гидрофобизатор насыщает зоны меньшей проницаемости вокруг скважины и, продвигая по пласту оторочку изолирующего состава, заполняет и области с большей проницаемостью. После технологической выдержки изолирующий состав в первой оторочке схватывается и твердеет, образуя непроницаемую пробку. После этого в скважину закачивают вторую оторочку изолирующего состава, но под большим давлением, чем первую. Поскольку пробка первой оторочки не дает возможности гидрофобизатору пройти по пласту, гидрофобизатор выдавливается в смежные зоны меньшей проницаемости и распределяется вокруг изолируемой зоны, образуя вокруг нее гидрофобную поверхность. Ликвидируется пристеночный эффект прорыва воды. Поскольку вторую оторочку также проталкивают гидрофобизатором, он, как и в первом случае, поступает в перфорационные отверстия скважины в низкопроницаемых зонах. Происходит, с одной стороны, создание пробки в высокопроницаемых зонах пласта, а с другой, гидрофобизация не только зон с меньшей проницаемостью, но и зон, граничных с изолирующей пробкой. Такое поршневое вытеснение гидрофобизатора из высокопроницаемой зоны способствует созданию основного гидрофобного слоя далеко от скважины, а не наоборот, как в обычных случаях гидрофобизации. Количество оторочек может быть 2 или более.

После такой изоляции обводненность продукции скважин более длительное время сохраняется на низком уровне, чем по прототипу. Более легкому проникновению гидрофобизатора в зоны, граничные с высокопроницаемой зоной, способствует нагрев гидрофобизатора в пласте за счет тепла пласта и, как следствие, снижение вязкости гидрофобизатора. Поэтому способ особенно эффективен в залежах с повышенной температурой пласта.

В качестве рабочего агента при разработке нефтяной залежи могут быть использованы вода, водные растворы поверхностно-активных веществ и т.д.

В качестве изолирующего материала могут быть использованы материалы на основе силикатов натрия или калия (жидкое стекло) с различными отверждающими агентами типа мочевины, соляной кислоты и т.п. кремнийорганические материалы типа органосилоксанов и т.д.

В качестве гидрофобизирующего материала могут быть использованы водные растворы катионактивных поверхностно-активных веществ типа ДОН-52, ИВВ-1 и т.п. В качестве гидрофобизатора может выступать легкая нефть, растворители и т.д.

Изолирующий и гидрофобизирующий материалы подбирают так, чтобы вязкость последнего была меньше вязкости первого.

Давление закачки второй и последующих оторочек устанавливают таким, чтобы обеспечивался переток разогретого в пластовых условиях гидрофобизирующего материала в незаизолированные зоны пласта. Это давление определяется вязкостью гидрофобизирующего материала в пластовых условиях повышенных температур, проницаемостью незаизолированной зоны. С увеличением вязкости и снижением проницаемости давление будет возрастать.

П р и м е р 1. Месторождение нефти площадью 200 км² разрабатывается заводнением. Через 760 нагнетательных скважин, размещенных по рядной схеме, закачивают воду. Через 746 добывающих скважин отбирают нефть.

Мощность нефтеносного пласта 13 м. Пласт расположен на глубине 2753 м. Температура пласта 83^оС. Добывающие скважины перфорированы на всю мощность пласта. К моменту проведения изоляционных работ обводненность добываемой продукции составляет 84% Поочередно останавливают добывающие скважины.

В добывающую скважину закачивают оторочку изолирующего состава, включающего, мас. жидкое стекло 100, 1%-ный р-р соляной кислоты 100.

Вязкость изолирующего состава 2,3 сПз, объем закачки 120 м³.

Оторочку изолирующего состава в объеме 120 м³ проталкивают в пласт 660 м³ гидрофобизатора, представляющего собой 0,5%-ный раствор катионного поверхностно-активного вещества "Дон-52" в широкой фракции легких углеводородов.

Давление закачки первой оторочки и давление проталкивания ее гидрофобизатором 14,3 МПа, вязкость гидрофобизатора 0,8 сПз в поверхностных условиях и 0,5 сПз в пластовых.

Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. После этого закачивают вторую оторочку того же изолирующего состава в объеме 120 м³. Ее продавливают 10 м³ дегазированной нефти.

Давление закачки второй оторочки составляет 18,1 МПа. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 ч. Высокопроницаемый интервал заизолирован. После этого скважину запускают.

П р и м е р 2. Выполняют, как пример 1, на том же месторождении.

В добывающую скважину закачивают оторочку изолирующего состава, включающего, мас. 6%-ный водный раствор жидкого стекла 100,3%-ный водный раствор хлорида калия 100.

Вязкость изолирующего состава 2,4 сПз. Объем закачки 100 м^3. Оторочку изолирующего состава проталкивают в пласт 600 м³ гидрофобизатора, представляющего собой 0,5% -ный водный раствор катионного поверхностно-активного вещества ИВВ-1.

Давление закачки первой оторочки и давление проталкивания ее гидрофобизатором 14,8 МПа. Вязкость гидрофобизатора 1 сПз в поверхностных условиях и 0,9 сПз в пластовых.

Проводят технологическую выдержку в течение 24 ч. После этого закачивают вторую оторочку того же изолирующего состава в объеме 100 м³. Ее продавливают 10 м³ дегазированной нефти. Давление закачки второй оторочки 18 МПа. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 ч. Высокопроницаемый интервал заизолирован. После этого скважину запускают.

Аналогичные операции проводят на других добывающих скважинах. Возобновляют разработку месторождения с отремонтированными скважинами.

Применение предложенного способа позволит увеличить межремонтный период скважины, снизить обводненность добываемой продукции и за счет этого дополнительно добыть 150 тыс.т. нефти в год.