способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими коллекторами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими коллекторами, включающий закачку в пласт водного раствора рабочего агента через нагнетательную скважину, закачку в пласт стабилизирующего реагента через добывающую скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед закачкой в пласт водного раствора рабочего агента в добывающей скважине пропластки разделяют по начальной проницаемости на высокопроницаемые, среднепроницаемые и низкопроницаемые с последующей закачкой в низкопроницаемые пропластки стабилизирующего реагента, при этом по мере перемещения фронта водного раствора рабочего агента, фиксирующегося на устье скважины по увеличению обводненности продукции добывающих скважин производят поочередную селективную изоляцию обводнившихся пропластков за исключением последнего пропластка с наименьшей начальной проницаемостью.

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 коллекторами, включающий закачку в пласт водного раствора рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину [1]

Известный способ характеризуется низкой эффективностью (низкими значениями нефтеотдачи ввиду неравномерности фронта заводнения при разбухании и миграции диспергированных глинистых частиц).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими коллекторами, включающий закачку в пласт водного раствора рабочего агента через нагнетательную скважину, закачку в пласт стабилизирующего реагента через добывающую скважину и отбор продукции 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, в результате чего значительная часть пласта остается неохваченной воздействием, а большая часть реагента расходуется "вхолостую" в высокопроницаемых пропластках.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки за счет увеличения уровней отбора нефти и, в конечном итоге, повышения нефтеотдачи.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими коллекторами, включающем закачку в пласт водного раствора рабочего агента через нагнетательную скважину, закачку в пласт стабилизирующего реагента через добывающую скважину и отбор продукции через добывающую скважину, перед закачкой в пласт водного раствора рабочего агента в добывающей скважине пропластки разделяют по начальной проницаемости на высокопроницаемые, среднепроницаемые и низкопроницаемые с последующей закачкой в низкопроницаемые пропластки стабилизирующего реагента, при этом по мере перемещения фронта водного раствора рабочего агента, фиксирующегося на устье скважины по увеличению обводненности продукции добывающих скважин, производят поочередную селективную изоляцию обводнившихся пропластков за исключением последнего пропластка с наименьшей начальной проницаемостью.

В качестве закачиваемого через нагнетательную скважину водного раствора рабочего агента применяют минерализованные растворы, которые могут включать изменяющие поверхностные свойства и агрегатное состояние глины добавки, например, алкилариловый, либо нефтяной сульфонат (ПАВ) широкого диапазона концентраций: 0,001 5 мас. а также стабилизирующие добавки, например гидроокиси бария, кальция, сульфированных углеводов (крахмал, сахар, моно-, ди-, либо трисахарид), или хлориды алюминия, кальция концентрацией 10^-5 10^-2. Допускается применение без добавок вышеперечисленных веществ минерализованных вод с концентрацией солей (преимущественно хлорида натрия) от 10 г/л до предельной по растворимости, что также является стабилизирующим фактором.

В качестве селективных водоизолирующих реагентов, применяют силикаты щелочных металлов (например жидкое стекло), порошкообразные металлы (например магний), способные гидролизоваться с водой с выделением нерастворимого осадка, а также кремнийорганическое соединение, гипан и композиции на его основе, силоксаны и полиуретаны.

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

В качестве стабилизирующего реагента применяют высококонцентрированные водные растворы веществ, например, хлорид алюминия концентрацией 0,5 10,5 мас. хлористый кальций 0,5 7,5 мас. или гидроокись щелочноземельного металла (кальция, бария, стронция, магния) с концентрацией 1 10 мас. Объем закачки определяется аналогично объему изолирующего реагента.

Пример конкретной реализации предложенного способа.

Выбрана добывающая скважина с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и глубиной 2830 м с пластом, содержащим пять пропластков: см. таблицу. Минерализация пластовых вод 44 г/л.

Представленные в таблице пропластки подразделяются на высокопроницаемые: первый и второй, среднепроницаемые: третий, и низкопроницаемые: четвертый и пятый. При этом производят обработку стабилизирующим реагентом четвертого и пятого пропластков из расчета на эффективный радиус 1,5 Для этого в добывающую скважину закачивают 0,1 м³ инертной буферной высоковязкой жидкости (мазут) для блокирования от возможных воздействий третьего пропластка. Затем производят закачку 1,5 м³ стабилизирующего реагента хлористого алюминия с концентрацией 10 мас. и восстанавливают эксплуатацию скважин, для чего через нагнетательную скважину закачивают водный раствор рабочего реагента с концентрацией солей 30 г/л и концентрацией ПАВ (нефтяной сульфонат) 1,0 мас. По мере продвижения фронта рабочего агента по пласту ПАВ диспергирует глинистые включения, последние выпадают в осадок, частично закупоривая участки пласта с более высокой проницаемостью, что выравнивает проницаемость пласта при зональных неоднородностях имеющихся пропластков.

При возникновении на устье добывающей скважины прироста обводненности проводят изоляцию первого и второго пропластков одновременно, т.к. их проницаемости весьма близки по значениям, и прорыв воды практически равновероятен по обоим пропласткам. Если же по этим пропласткам на момент начала работ уже идет обводненная продукция, то сначала производят их изоляцию с последующей обработкой низкопроницаемых пропластков. Для изоляции обводнившихся пропластков в нагнетательную скважину закачивают 2,04 м³ cуспензии порошкообразного магния (0,001 0,5 мм) в инертной жидкости-носителе, в результате чего в призабойной зоне на радиусе 1,5 м первого и второго пропластков на контакте с пластовой водой образуется окись магния и магнезиальный цемент.

Затем восстанавливают эксплуатацию скважины и по возникновению следующего прироста обводненности продукции, производят изоляцию третьего пропластка закачкой 0,7 м³ суспензии порошкообразного магния. При очередном восстановлении эксплуатации и последующем приросте обводненности производят изоляцию четвертого пропластка изолирующим реагентом объемом 0,7 м³.

Таким образом, последний пятый пропласток остается неизолированным и для его завершающей разработки скважину вновь вводят в эксплуатацию.