способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий закачку в пласт рабочего агента через нагнетательную скважину, разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента и отбор продукции пласта через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед разглинизацией пластов в призабойной зоне добывающей скважины проводят разделение пластов по начальной проницаемости на высокопроницаемые и низкопроницаемые, высокопроницаемые пласты изолируют от низкопроницаемых, в которые закачивают глинодиспергирующий реагент с добавкой эмульгирующего вещества с последующей его технологической выдержкой в пласте, после чего осуществляют отбор из скважины глинодиспергирующего реагента с добавкой эмульгирующего вещества и продуктов реакции, а перед отбором продукции пласта через добывающую скважину производят ее освоение при циклическом изменении забойного давления и устранении изоляции высокопроницаемых пластов от низкопроницаемых, при этом в качестве диспергирующего реагента используют глинодиспергирующий газообразующий реагент, причем перед закачкой в пласт последних производят обработку стенок скважины и призабойной зоны раствором, ликвидирующим глинистую корку.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента проводят последовательно закачкой в добывающую скважину глинодиспергирующего и газообразующего реагента с буферным разделением между ними.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий закачку в пласт рабочего агента через нагнетательную скважину, разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента и отбор продукции пласта через добывающую скважину [1] Известный способ характеризуется низкой эффективностью ввиду неравномерности фронта заводнения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий закачку в пласт рабочего агента через нагнетательную скважину, разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента и отбор продукции пласта через добывающую скважину [2] Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, обусловленная невозможностью проведения регулируемого ионообменного процесса с комплексами глин в низкопроницаемых пропластках и низкопроницаемых зонах пласта, вследствие низкоэффективной разглинизации пор малого сечения, в результате чего значительная часть пласта остается неохваченной воздействием.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи выравниванием фронта вытеснения за счет увеличения проницаемости низкопроницаемых глиносодержащих пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающем закачку в пласт рабочего агента через нагнетательную скважину, разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента и отбор продукции пласта через добывающую скважину, перед разглинизацией пластов в призабойной зоне добывающей скважины проводят разделение пластов по начальной проницаемости на высокопроницаемые и низкопроницаемые, высокопроницаемые пласты изолируют от низкопроницаемых, в которые закачивают глинодиспергирующий реагент с добавкой эмульгирующего вещества, с последующей его технологической выдержкой в пласте, после чего осуществляют отбор из скважины глинодиспергирующего реагента с добавкой эмульгирующего вещества и продуктов реакции, а перед отбором продукции пласта через добывающую скважину производят ее освоение при циклическом изменении забойного давления и устранении изоляции высокопроницаемых пластов от низкопроницаемых, при этом в качестве глинодиспергирующего реагента используют глинодиспергирующий газообразующий реагент, а перед закачкой в пласт глинодиспергирующего реагента проводят обработку стенок скважины и призабойной зоны раствором, ликвидирующим глинистую корку. Кроме того, разглинизацию пластов путем закачки в призабойную зону добывающей скважины глинодиспергирующего реагента проводят последовательной закачкой в добывающую скважину глинодиспергирующего и газообразующего реагента с буферным разделением между ними.

Изоляцию высокопроницаемых пластов от низкопроницаемых осуществляют традиционным методом установкой пакеров. Ликвидирующей глинистую корку раствор позволяет, предварительно очистив от глинистых отложений ствол скважины, снять наиболее мощные глинистые образования в высокопроницаемых порах низкопроницаемых пластов. При этом добавка эмульгирующего вещества позволяет снять пленку нефти, защищающую от последующего воздействия глинистый цемент в низкопроницаемых порах.

В качестве ликвидирующего глинистую корку раствора применяется водный раствор пероксида натрия с концентрацией 6 12% либо композиционный состав, состоящий из перекиси водорода и углекислого натрия с концентрациями 15 30 г/л и 75 150 г/л соответственно. Альтернативный раствор приготавливается из хлористого аммония и каустической соды при концентрациях 5 20 и 20 90 г/л, соответственно. В качестве эмульгирующей добавки применяется поверхностно-активное вещество, значительно снижающее поверхностное натяжение на границах вода-нефть, например эмульгатор на основании ароматических сульфокислот (DS-Na, DS-NH₄) с концентрацией 0,1 0,5%

Разглинизацию производят путем закачки в низкопроницаемые пласты призабойной зоны добывающей скважины глинодиспергирующего химического реагента, приводящего к газообразованию в поровом пространстве пласта в результате взаимодействия химических соединений с материалом горных пород. При этом происходит деструкция глины за счет разрушения в ней отдельных ионных комплексов (например алюмосоединений), что позволяет повысить экономическую эффективность данного реагента в сравнении с методами разглинизации, максимально растворяющими глинистые соединения. Газообразование, происходящее на контакте с глиной в низкопроницаемых порах, позволяет с последующим отбором жидкости из пласта при циклическом изменении забойного давления добывающей скважины производить постоянное обновление концентрации диспергирующего вещества в низкопроницаемых порах, что обеспечивается циклическими расширениями и сужениями пузырьков газа при входе в низкопроницаемые поры.

В качестве глинодиспергирующего газообразующего реагента применяется смесь аминогуанидина сернокислого (или гуанилгидразина сернокислого) и каустической соды в соотношении 5 15 и 7 15% соответственно. При воздействии образующегося от их смешения гидразина на комплексы глин образуется азот и аммиак.

Объем изолирующего агента выбирается соответствующим объему проникновения воды в призабойной зоне на радиус 0,15 10,0 м для каждого пропластка в отдельности.

Также возможно применение в качестве диспергирующего газообразующего реагента соли гидрозония со щелочной добавкой.

Применяется также водный раствор аммиака 20 35% с добавкой желатина 1,0 1,5% который смешивается с 6,0 9,0% раствором гипохлорита натрия.

Так как при смешении вышеуказанных композиционных химических реагентов происходит газовыделение с экзотермическими процессами, то эффект от предложенного способа возрастает при смешении данных реагентов внутри пласта, что достигается закачкой глинодиспергирующего и газообразующего реагента последовательно с буферным разделением между ними при движении по стволу скважины.

Пример 1. Выбрана добывающая скважина с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и глубиной 2830 м с пластом, содержащим пять пропластков; (см. табл. 1).

Прирост проницаемости рассчитывается следующим образом. Сначала берется величина проницаемости наиболее низкопроницаемого пласта (пятого), на которую далее делится разница значений проницаемости вышеуказанного и следующего за ним по проницаемости (четвертого) пласта. Обозначим указанный прирост E_5,4, E_5,4=0,45. Другие значения приростов определяются аналогичным образом: E_4,3= 0,52, E_3,1= 0,375, E_1,2=0,182. Отсюда следует, что наибольшим приростом проницаемости (52%) характеризуется переход от четвертого к третьему пропластку. То есть в высокопроницаемую группу включают 1-3 пропластки, а в низкопроницаемую группу включают 4-5 пропластки, которые разделяются установкой пакера.

Объем закачки в этом случае из расчета на радиус обработки R=1,5 м составляет:



Добавка к вышеобозначенному объему количества вещества, необходимого на заполнение внутриколонного пространства до высоты третьего пропластка, составляет V_до=0,17 м³, т.е. полный объем закачки

V =V+V_до= 6,3 м³.

На устье готовится и закачивается в добывающую скважину 6,3 м³ ликвидирующего глинистую корку 9% раствор пероксида натрия с 0,1% добавкой DS-Na.

Затем по истечении 4 ч производят интенсивный отбор 100 м³ жидкости из добывающей скважины, после чего в скважину закачивают 6,3 м³ смеси гуанилгидразина сернокислого и каустической соды в соотношении 7 и 10% соответственно.

Затем производят слабоинтенсивный отбор жидкости из пласта при одновременных циклических сбросах давления на устье, удаляется из скважины пакер, после чего добывающая скважина вводится в эксплуатацию. По истечении двух месяцев эксплуатации зарегистрирован прирост нефтеотдачи в 4,3 раза, что на 22% выше, чем по прототипу [2]

Пример 2. Выбрана добывающая скважина по примеру 1 (см. табл. 1).

После установки пакера между 3-им и 4-ым пропластком, на устье готовится и закачивается в скважину 6,3 м³ ликвидирующего глинистую корку раствора, содержащего 70 г/л бикарбоната натрия и 4 г/л соляной кислоты с 0,2% добавкой DS-NH₄.

Затем по истечении 4 часов производят интенсивный отбора 100 м³ жидкости из добывающей скважины, после чего в скважину закачивают 3,15 м³ водного раствора аммиака с концентрацией 25% с добавкой глицерина 10 г/л. Вслед за вышеуказанным раствором закачивают 1 м³ буферной жидкости, в качестве которой применяется раствор хлорида натрия с концентрацией 30 г/л. Затем производится закачка 3,15 м³ водного раствора гипохлорита натрия с концентрацией 70 г/л.

Затем производят слабоинтенсивный отбор жидкости из пласта при одновременных циклических сбросах давления на устье, удаляется из скважины пакер, после чего добывающая скважина вводится в эксплуатацию. По истечении двух месяцев эксплуатации зарегистрирован прирост нефтеотдачи в 4,5 раза, что на 28% выше, чем по прототипу [2]

Реализацию предложенного изобретения в широкомасштабном применении намечено осуществить на объектах Сибирского региона.

Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является повышение нефтеотдачи на 5 30% обусловленной выравниванием фронта вытеснения за счет избирательного увеличения проницаемости глиносодержащих низкопроницаемых пластов.