способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения путем закачивания в пласт через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты, выдержку его в пласте и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что после гелеобразующего раствора подают раствор глинистой суспензии.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами закачкой в пласт гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента для производства СМС по ТУ 38.1011366-94 и соляной кислоты (А.В. Овсюков и др. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, N 11, 1996, с. 25). Недостатком известного технического решения является низкая прочность образующихся гелей в условиях повышенных градиентов давления.

Наиболее близким, взятым за прототип, является способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в закачке гелеобразующей жидкости на основе щелочного алюмосиликата - нефелина, соляной кислоты и воды (патент 2089723, E 21 B 43/22). Нефелин в водном закупоривающем растворе используют в количестве 3 - 15%, а соляную кислоту 5 - 9%. Недостатком известного способа является низкая эффективность его в зонах с высокой проницаемостью, низкая эффективность ограничения притока воды в скважину из-за незначительной глубины проникновения в пласт изоляционного материала.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора.

Указанная задача достигается путем закачивания в пласт через нагнетательную или добывающую скважину гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты, выдержки его в пласте и отбор нефти через добывающие скважины, причем после гелеобразующего раствора подают раствор глинистой суспензии.

Повышение эффективности предлагаемого способа воздействия на пласт достигается за счет закачки дополнительной оторочки - раствора глинистой суспензии и фильтрации его в менее проницаемые участки. Эффективность применения заявляемого способа для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоэкранирующими свойствами, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах.

Нефелин представляет собой алюмосиликат натрия и калия структуры KNa₃AlSiO₄ (ТУ 113-12-54-89). Кислота соляная синтетическая техническая выпускается в соответствии с ГОСТ 857-88, представляет собой водный раствор хлористого водорода с концентрацией 31,5 - 35,0% в зависимости от марки.

Способ осуществляют следующим образом. Останавливают негнетательную скважину, последовательно закачивают в нагнетательную скважину раствор нефелина и соляной кислоты. Далее закачивают раствор глинистой суспензии и продавливают весь объем композиционной системы в пласт сточной водой. После завершения технологического процесса скважину останавливают на реагирование на 72 часа.

Сравнение известного и предлагаемого способов проведено по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по результатам снижения проницаемости пористой среды. В опытах по фильтрации использована пористая среда длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненная кварцевым песком или молотым известняком фракций 0,05 - 1,20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой полностью 1156 кг/м³. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. Проницаемость определялась при фильтрации сточной воды. При закачивании раствора, содержащего 5 - 10% нефелина и 4 - 8% соляной кислоты, с последующей фильтрацией глинистой суспензии снижение проницаемости по воде составило 70,1...94,8% (табл., оп. 1 - 6). Снижение проницаемости кернов при испытании известного метода (оп. 7) составило лишь 65,7%.

Пример 2. Промысловое испытание предлагаемого способа осуществлено на нефтегазовой залежи Грачевскго месторождения. Опытный участок эксплуатируется 1 нагнетательной и 4 добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины при 10 МПа составляет 270 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 90 - 95%, среднесуточный дебит нефти 1.2 - 10.6 м³/сут.

Объем закачиваемой гелеобразующей композиции составлял 40 м³.

Композиция включала 1,8 т щелочного алюмосиликата и 19 м³ 8% раствора соляной кислоты. Далее закачивалась оторочка глинистой суспензии (20 м³).

Технологический процесс завершается закачкой продавочной жидкости - сточной воды в объеме 16 м³. Скважину останавливают на реагирование в течение 72 часов.

Снижение обводненности продукции добывающих скважин в течение 1 года после закачивания составило 0,8 - 13% объем попутно добываемой воды уменьшился на 23578 м³, дополнительно добыто 2500 т нефти.

Пример 3. Известный способ испытан на опытном участке, эксплуатируемом 1 нагнетательной и 4 добывающими скважинами того же нефтяного месторождения. Приемистость нагнетательной скважины при 9,6 МПа 300 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин 92 - 94%, дебиты по нефти 1,3 и 14,5 м³/сут.