способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти

Формула изобретения

Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти путем размещения на ней системы нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины оторочек воды, полимера, тонкодисперсной среды и снова воды, отличающийся тем, что закачивают оторочку полимера и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ), причем закачку оторочки полимера и/или ПАВ производят в тонкодисперсной среде с концентрацией тонкодисперсного материала 0,5 - 5,0%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтегазовых месторождений и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленностях.

Практически все реальные нефтегазовые залежи неоднородны по проницаемости (по разрезу и площади) и нефтенасыщенности (начальной и текущей). В системах разработки с поддержанием пластового давления это приводит к неравномерному вытеснению нефти из разнопроницаемых и неодинаково нефтенасыщенных прослоев. Следствием этого является недостаточно высокая нефтеотдача пластов и балластный отбор большого количества агента-вытеснителя.

Известны способы разработки такого рода залежей, преследующие цель повысить эффективность традиционно применяемого метода заводнения [1]. В известном способе проводят регулирование (выравнивание) фронта вытесняющей воды путем закачки в нагнетательные скважины частично гидролизованного полиакриламида, предварительно обработанного ацетатом хрома, и глинистой суспензии с добавленными в нее хромкалиевыми квасцами.

Недостатком известного способа является узкая область применения (высокопроницаемые пласты) и недостаточно высокая эффективность нефтеизвлечения. По сути он не является способом разработки залежи, а является способом обработки призабойной зоны нагнетательной скважины. Закачиваемые полиакриламид и глинистая суспензия сшиваются в структурированную гелеобразную слабо подвижную систему, затрудняющую эксплуатацию окружающих добывающих скважин. Приемистость обработанных таким образом нагнетательных скважин, как показывает промысловый опыт, резко снижается примерно в половине случаев и, соответственно, падают дебиты добывающих скважин, возрастают потери в добыче нефти. Повторные обработки нагнетательных скважин становятся практически невозможными.

Прототипом изобретения является способ разработки, в котором закачку водного раствора полимера периодически чередуют с нагнетанием суспензии дисперсных частиц [2].

Недостатком известного способа является недостаточно высокая эффективность. Проталкиваемый по пласту оторочкой суспензии полимер адсорбируется и разрушается в пористой среде, частично выполняя свое функциональное назначение.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем уменьшения деструкции и адсорбции ПАВ и полимеров в пористой среде.

Для решения задачи предложен способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи, включающий размещение на ней системы нагнетательных и добывающих скважин, закачку в нагнетательные скважины оторочек воды, полимера, тонкодисперсной среды и снова воды, добычи из добывающих скважин нефти, воды, при этом вместо оторочки полимера или совместно с ней закачивают поверхностно-активное вещество (ПАВ), причем закачку оторочки полимера и/или ПАВ производят в тонкодисперсной среде с концентрацией тонкодисперсного материала 0,5-5,0%.

Характерной особенностью реальных пористых сред, особенно с полимиктовым составом коллекторов и повышенной пластовой температурой, является сильная способность адсорбировать и разрушать в силу действия пластовой температуры, механического, химического и биологического воздействий закачиваемые в них химреагенты. По этой причине последние быстро перестают существовать в пористой среде и прекращают полезную работу по дополнительному отмыву и довытеснению нефти. Как показали проведенные теоретические, лабораторные и промысловые исследования, закачка ПАВ и полимеров в тонкодисперсной среде, образованной из бентонитовой глины, существенно повышает эффективность применения химреагентов. Тонкодисперсная среда на основе бентонитовой глины обладает высокой активностью, адсорбируя большое количество химреагентов. Кроме того, адсорбированные на поверхности глинистых частиц ПАВ придают гидрофобное состояние поверхности частиц, повышая тем самым относительно чистых ПАВ их нефтеотмывающие свойства в 3-5 раз. НПАВ в глинистой тонкодисперсной среде образует мицеллы - диспергированные частицы субмикроскопического размера, которые при повышении температуры укрупняются и селективно распределяются по пласту согласно своему размеру и диаметру поровых каналов. По тонким поровым каналам движется чистый раствор НПАВ, обладающий наименьшей вязкостью, а по более крупным - раствор "мицеллы - диспергированные частицы", имеющий во много раз большую вязкость. Таким образом повышается охват пласта воздействием в силу выравнивания скоростей фильтрующихся потоков. Дополнительный эффект - доотмыв нефти химреагентами из промытых водой зон пласта.

Способ осуществляют следующим образом. Залежь для его применения должна быть с гранулярными, относительно высокопроницаемыми, неоднородными по проницаемости и нефтенасыщенности коллекторами. Стадия разработки значения не имеет. В случае использования тонкодисперсной суспензии в растворе КМЦ технология применима в пластах с температурой до 150- 160^oС, в случае применения суспензии в растворе ПАВ и НПАВ - до 95^oС. На разрабатываемом месторождении используют пробуренный фонд скважин. На новом системы размещения добывающих и нагнетательных скважин обосновывают общепринятым способом. Участок воздействия, в том числе конкретные номера нагнетательных скважин, параметры закачиваемых составов, режимы нагнетания и т.д. определяют в зависимости от геолого-физических условий пласта и стадии его разработки в рамках индивидуальных планов работ.

Если нагнетательная скважина новая, закачку начинают с нагнетания оторочки воды. Ее минимальный объем рассчитывают из условия занятия водой объема пласта, определяющего зону внутреннего фильтрационного сопротивления (80-100 м вокруг нагнетательной скважины). Затем готовят тонкодисперсную суспензию с растворенными в ней химреагентами. Готовят ее либо на устье скважины, либо на растворном узле из расчета не менее 30-40 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Концентрация тонкодисперсного материала в растворе в случае закачки ПАВ должна быть в пределах 0,5-1,0%, в случае закачки полимера 1,0-5,0% в зависимости от геолого-физических условий пласта. Концентрация ПАВ в растворе в зависимости от геолого-физических условий изменяется от 3,0 до 7,0%, а полимера от 1,0 до 2,0% по КМЦ и от 0,05 до 0,5% по полиакриламиду. В зависимости от геолого-физических условий пласта и стадии его разработки возможна совместная закачка ПАВ (НПАВ) и полимера в тонкодисперсной среде. Закачанная в скважину оторочка химреагентов в тонкодисперсной среде затем проталкивается водой.

Эксплуатационные колонны нагнетательных скважин должны быть герметичными, а внутренние диаметры должны обеспечивать спуск и подъем специального оборудования и исследовательской аппаратуры, интервалы перфорации и зумпфы должны быть свободными от осадков и посторонних предметов. При осуществлении технологии используется серийно выпускаемое оборудование: подъемник А-50, цементировочный агрегат ЦА-320, песконоситель УСП-50 или СМ-20, автоцистерны типа АЦН-10, передвижная паровая установка ППУ-3М, гидроэжекторный смеситель. Наиболее часто используемые химические реагенты и материалы: натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) ТУ 6-55-36-90, полиакриамид по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, бентонитовый глинопорошок ОСТ 39-202-86, неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), хлорное железо, концентрированная соляная кислота, вода пресная или слабоминерализованная.

В качестве примера использования предлагаемого способа рассмотрена закачка полимера (КМЦ) на участке пласта БВ₆ Поточного месторождения. На участке воздействия пласт характеризуется повышенной проницаемой толщиной более 20 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 5 до 12 м и на большей части площади подстилается водонасыщенными высокопроницаемыми (0,1-0,5 мкм²) песчаниками с ближайшей глинистой перемычкой в 2-4 м. Начальные коэффициенты нефтенасыщенности 50-57%, проницаемости 0,23 мкм². Обводненность продукции при вступлении скважин в эксплуатацию 80-95%. Первоначально в нагнетательные скважины 1016^б, 333 и 327 была проведена закачка чистого водного раствора полимера (КМЦ) объемом по 250 м³ в каждую скважину с концентрацией полимера 1,5% и вслед за ней закачана оторочка глинистой (бентонитовая глина) суспензии в объеме 150 м³ с концентрацией глинопорошка 1,0-1,5% (см. табл.). В течение полутора лет из окружающих реагирующих 16 скважин было дополнительно получено около 1,5 тыс.тонн или 0,52 тонн нефти на одну скважинооперацию. В конце второго года в эти же скважины была проведена закачка раствора того же полимера в глинистой суспензии объемом по 300-400 м³ с концентрацией полимера 1,0-1,5% (см. табл.). Через 1-2 мес после воздействия обводненность продукции в окружающих скважинах снизилась на 4-5%. При этом дебиты по нефти повысились на 10-50%. За счет повторного воздействия за три года дополнительная добыча нефти составила 28,26 тыс.тонн или 9,4 тыс. тонн на одну скважинооперацию.

Аналогичные результаты резкого повышения эффективности получены при закачке растворов полимеров в глинистой суспензии в пласт БС¹₁₀ Суторминского месторождения и растворов НПАВ в пласт БВ₈ Поточного (скважины 223,881) и Северо-Поточного (скважины 6368^б, 6548⁶) месторождений.

Как видно, проведенные опытные работы показали высокую эффективность предложенного способа. По сравнению с прототипом эффект возрастает более чем на порядок.