способ разработки водонефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, обработку пласта путем закачки суспензии твердого материала в жидкости-носителе и серной кислоты, вступающей в реакцию с суспензией твердого материала, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента производят рассредоточенно по залежи в водонефтяную зону, а обработку пласта производят в добывающей скважине с повышенным значением нефтенасыщенности, при этом в качестве суспензии твердого материала используют порошок металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулянт, газ и выделяющего тепло.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после продавки расчетного объема кислоты в водонасыщенной части пласта создают оторочку из вязкоупругого тампонирующего материала, например нефтепираносернокислотной смеси.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных пластов с подошвенной водой.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт суспензии алюминия или магния, раствора кислоты и воздуха (1).

Недостатком способа является то, что закачка реагентов в пласт с подошвенной водой требует значительных расходов.

Известен способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обработкой пласта закачкой в пласт водной суспензии карбоната кальция и жидкости-носителя, инертной к карбонату кальция, оторочки серной кислоты с продвижением ее по пласту водой и отбор продукции через добывающие скважины (2).

Недостатком известного способа является то, что заблокированный участок пласта обходится вытесняющим агентом по заводненной части пласта, а нефтяная часть пласта остается неохваченной воздействием. При увеличении объемов закачки компонентов процесс становится нерентабельным.

Задача изобретения - увеличение нефтеизвлечения пласта путем устранения указанных недостатков.

Решение задачи достигается способом разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой, включающим закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, обработку пласта путем закачки суспензии твердого материала в жидкости-носителе и серной кислоты, вступающей в реакцию с суспензией твердого материала, предусматривающим, что закачку вытесняющего агента производят рассредоточенно по залежи в водонефтяную зону, а обработку пласта производят в добывающей скважине с повышенным значением нефтенасыщенности, при этом в качестве суспензии твердого материала используют порошок металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулянт, газ и выделяющего тепло.

Причем после продавки расчетного объема кислоты в водонасыщенной части пласта создают оторочку из вязкоупругого тампонирующего материала, например, нефтепираносернокислотной смеси.

На фиг. 1 представлен участок залежи, когда скважины обводнены подошвенной водой.

На фиг. 2 - то же, что фиг. 1, операция ввода нагнетательной скважины.

На фиг. 3 - то же, что и фиг. 1, операция обработки добывающей скважины реагентами.

На фиг. 4 - то же, что и фиг. 1, операция отбора продукции из водонефтяного пласта.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение с подошвенной водой согласно проекта разрабатывают закачкой вытесняющей жидкости в нагнетательные и отбором продукции через добывающие скважины. По мере отбора жидкости из пласта доля воды в продукции возрастает и скважина обводняется пластовой водой из-за лучшей проводимости водоносной части пласта, чем нефтенасыщенной.

При наличии воды в продукции выше допустимого эксплуатация скважины становится нерентабельной и она подлежит обработке.

Перед осуществлением способа проводят исследование коллектора, определяют нефте- и водонасыщенную толщину пласта, его емкостные и фильтрационные параметры, интервалы поступления воды, отбирают пробы продукции скважины.

На основании проведенных исследований рассредоточенно вводят под закачку воды нагнетательные скважины. Эти скважины могут быть как специально пробуренными, так и добывающими, выбывшими в тираж из-за обводнения и т.п. Так как в последующем добывающие скважины с большей нефтенасыщенной толщиной будут подвергаться обработке, то под закачку воды выбирают скважины с меньшей нефтенасыщенной толщиной. Их выбирают и размещают таким образом, чтобы вся водонефтяная зона находилась под воздействием закачки воды, а добывающие скважины находились между нагнетательными. При сложившейся системе разработки водонефтяного объекта фильтрационный поток становится установившимся. Поэтому после отбора определенного количества нефти добывающие скважины 1 обводняются подошвенной водой. Ввод нагнетательных скважин 2 вызывает изменения в режиме работы водонефтяного пласта: пластового давления, направления фильтрационных потоков. Эти изменения позволяют после обработки добывающей скважины направить фильтрационный поток в нефтенасыщенную часть пласта.

Готовят суспензию порошка металла и производят ее закачку в жидкости-носителе в скважину 1. В качестве металла можно использовать порошок магния, алюминия и пр. Размеры частиц металла зависят от коллекторской характеристики пласта. Чем более проницаемый и трещиноватый пласт, тем более крупные частицы металла можно закачать в пласт. Количество же металла зависит от соотношения остаточной нефтенасыщенной толщины к водонасыщенной, физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов. При малой нефтенасыщенной толщине, незначительной вязкости нефти, большом газовом факторе количество потребного металла уменьшается. Эффективность обработки коллектора повышается, если она проводится при пластовом давлении, близком к давлению насыщения нефти газом. При нагнетании суспензия металла поступает в соответствии с коллекторской характеристикой в высокопроницаемую промытую часть пласта, в которой частицы оседают. В качестве продавочной жидкости используют нефть. После продавки суспензии порошка металла на расчетное расстояние от скважины производят нагнетание кислоты. В качестве кислоты используют серную или алкилированную серную кислоту. Оторочка серной кислоты направляется в те же зоны, где происходит реакция взаимодействия между металлом и серной кислотой, в результате которой образуются коагулянт, газ и выделяется тепло, происходит внутрипластовая термогазоизоляционная обработка коллектора. Расстояние, на которое необходимо продавить реагенты, определяют из условия требуемого соотношения нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта после обработки коллектора.

В результате реакции кислоты с металлом выделяются газ, тепло, а продукты реакции выпадают в осадок



Выделившийся газ из-за меньшего удельного веса занимает кровельную, т.е. нефтенасыщенную часть пласта. Проницаемость занятой газом части коллектора становится равной абсолютной. В целом за счет насыщения нефтенасыщенной части коллектора газом проницаемость возрастает. Проницаемость же водонасыщенной части пласта из-за ее закупорки уменьшается. За счет большей подвижности воды по сравнению с нефтью в газонасыщенную зону поступает подошвенная вода. Выделившееся в результате реакции тепло приводит к снижению вязкости пластовой нефти и выделению газа из нефти.

Для продления эффективности обработки за счет предотвращения размыва продуктов реакции в пласт закачивают вязко-упругий тампонирующий материал (например, нефтепираносернокислотную смесь), которая удерживает выпавшие осадки в пласте. Нефтепираносернокислотная смесь термостабильна, можно использовать ее в интервале температур от 60 до 100^oC, обладает большой вязкостью и прочностью. Пиран - отход производства изопрена, получаемый при разложении диметилдиоксана при температуре 300-370^oC. Оптимальное соотношение компонентов смеси следующее, об.%:

Нефть - 61,7 - 74,3

Пирановая фракция - 5,7 - 12,3

Алкилированная серная кислота - 20 - 26

Все эти факторы приводят к увеличению проводимости нефтенасыщенной части пласта по сравнению с водонасыщенной и вытеснению нефти подошвенной водой.

Пример.

Коллектор - Терригенный

Глубина добывающей скважины - 1250 м

Диаметр эксплуатационной колонны - 146 м

Интервал перфорации - 1200 - 1210 м

Диаметр насосно-компрессорных труб - 83 мм

Глубина спуска насоса марки НГН-2-56 - 800 м

Глубина спуска башмака НКТ - 1205 м

Проницаемость пласта:

по газу - 800 мкм²

по нефти - 300 мкм²

воде - 300 мкм²

Пористость пласта - 20%

Давление пласта - 12 МПа

Давление газонасыщения - 8 МПа

Вязкость пластовой нефти - 15 мПас

Давление на устье скважины в начале нагнетания суспензии-металла в нефти - 8 МПа

Давление на устье скважины при закачке суспензии-металла в нефти - 12 МПа

Объем суспензии-металла в нефти всего - 4200 кг

в т.ч. металла - 200 кг

нефти - 4000 кг

Давление на устье скважины к концу нагнетания суспензии - 16 МПа

Объем закачки серной кислоты - 4 м³

Объем продавочной жидкости - 10 м³

Объем нефтепираносернокислотной смеси - 7 м³

Дебит скважины по нефти до проведения операций - 2 т/сут

Дебит скважины по нефти после проведения операций - 10 т/сут

Обводненность продукции скважин до проведения операций - 90%

Обводненность продукции после проведения операций - 50%

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем. Комплексный подход к разработке водонефтяной залежи позволяет продлить рентабельную добычу нефти и отобрать за два года дополнительно 5000 т нефти, увеличить на 12,5% нефтеизвлечение пласта, снизить обводненность добываемой продукции скважины. Затраты на проведение мероприятий с учетом расходов на подъем, транспорт и подготовку нефти составляют 550 млн. руб. Ценность дополнительно добытой нефти составляет 5 тыс.т 430 тыс.руб/т = 2150 млн.руб. Прибыль от проведения операций по подключению нефтенасыщенной части пласта в разработку составляет 1600 млн.руб.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР N 1574799, E 21 B 43/27, 1990.

2. Патент РФ N 1480411, E 21 B 43/22, 1994.