способ разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

1. Способ разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений, при котором на нефтенасыщенные пласты воздействуют закачкой вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины с изоляцией высокообводнившихся зон и гидрофобизацией продуктивных зон добывающей скважины, отличающийся тем, что изоляцию высокообводнившихся зон осуществляют путем закачки в них полиакриламида с концентрацией 0,01 - 1,0 мас.%, а гидрофобизацию продуктивных зон добывающих скважин осуществляют путем закачки водоудаляющей композиции на углеводородной основе с расходом 1 - 5 м³ на 1 м толщины пласта, углеводородного растворителя с расходом 0,5 - 5,0 м³ на 1 м толщины пласта и кислоты с расходом 0,1 - 0,5 м³ на 1 м толщины пласта, при этом гидрофобизирующий состав вытесняют в продуктивную зону добывающей скважины безводной дегазированной нефтью со скоростью 4 - 6 м³/ч, после чего скважину закрывают на выдержку в течение 8 - 24 ч.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водоудаляющей композиции применяют водорастворимый растворитель, например спирты, в качестве углеводородного растворителя - нефрас или другие маслорастворимые растворители, а в качестве кислоты - соляная или другие кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации и разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяных месторождений, при котором на нефтенасыщенные пласты воздействуют закачкой вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность добычи нефти из-за ее обводнения.

Снижение продуктивности добывающих скважин за счет наличия капиллярно-удерживаемой воды в призабойных зонах является серьезной проблемой в нефтедобыче. При этом происходит многократное снижение дебитов добывающих скважин по нефти. При этом одной из важнейших проблем является создание технологий управления смачиваемостью призабойной зоны пласта добывающих скважин при выполнении различных технологических операций в скважине (разбуривание продуктивного пласта, глушение и др.). После этих операций при освоении скважин нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в порах призабойной части пласта, и скважина становится низкодебитной.

В гидрофильной породе величина угла смачивания менее 90^o и возникающее в порах на границах фаз капиллярное давление удерживает воду в пористой среде. Но если поверхность частиц породы обработать гидрофобизирующими веществами, то поверхность приобретает водоотталкивающие свойства.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений, при котором на нефтенасыщенные пласты воздействуют закачкой вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины с изоляцией высокообводнившихся зон и гидрофобизацией продуктивных зон добывающей скважины.

Недостатком этого способа является та же недостаточно высокая нефтеотдача пластов.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пластов.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений, при котором на нефтенасыщенные пласты воздействуют закачкой вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины с изоляцией высокообводнившихся зон и гидрофобизацией продуктивных зон добывающей скважины, изоляцию высокообводнившихся зон осуществляют путем закачки в них полиакриламида с концентрацией 0,01-1,0 мас.%, а гидрофобизацию продуктивных зон добывающих скважин осуществляют путем закачки водоудаляющей композиции на углеводородной основе с расходом 1-5 м³ на 1 м толщины пласта, углеводородного растворителя с расходом 0,5-5,0 м³ на 1 м толщины пласта и кислоты с расходом 0,1-0,5 м³ на 1 м толщины пласта, при этом гидрофобизирующий состав вытесняют в продуктивную зону добывающей скважины безводной дегазированной нефтью со скоростью 4-6 м³/ч, после чего скважину закрывают на выдержку в течение 8-24 ч.

При этом в качестве водоудаляющий композиции применяют водорастворимый растворитель, например спирты, в качестве углеводородного растворителя - нефрас или другие маслорастворимые растворители, а в качестве кислоты - соляная или другие кислоты.

Способ осуществляют следующим образом.

Через нагнетательные скважины закачивают вытесняющие агенты. Через добывающие скважины отбирают пластовую продукцию. Высокообводняющиеся зоны добывающей скважины изолируют, а ее продуктивные зоны гидрофобизируют. Изоляцию высокообводнившихся зон осуществляют путем закачки в них полиакриламида с концентрацией 0,01 - 1,0 мас.%. Гидрофобизацию продуктивных зон добывающей скважины осуществляют путем закачки водоудаляющей композиции на углеводородной основе углеводородного растворителя и кислоты. В качестве водоудаляющей композиции применяют водорастворимый растворитель, например спирты, с расходом 1-5 м³ на 1 м толщины пласта. В качестве углеводородного растворителя применяют нефрас или другие маслорастворимые растворители с расходом 0,5-5,0 м³ на 1 м толщины пласта. В качестве кислоты применяют, например, соляную кислоту с расходом 0,1-0,5 м³ на 1 м толщины пласта.

Гидрофобизирующий состав вытесняют в продуктивную зону добывающей скважины безводной дегазированной нефтью со скоростью 4-6 м³/ч. После этого скважину закрывают на выдержку в течение 8-24 ч.

За счет гидрофобизации породы повышается фазовая проницаемость по нефти, что приводят к повышению продуктивности добывающих скважин.