способ разработки водонефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки водонефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачивание в пласт растворов химреагентов, создание системы контроля и регулирования динамики водонефтяного раздела с последующим отбором нефти, отличающийся тем, что в качестве раствора химических реагентов для изолирования водопритока в пласт закачивают раствор полисахарида культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавкой, взятых при массовом соотношении 0,1: (1-5): (0,005-0,01), а также 10%-ный раствор полимерного флокулянта, содержащий дополнительно добавку биостимулятора пластовых микроорганизмов - ацетат аммония до 0,2-3%.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что контроль динамики водонефтяного раздела ведут по содержанию воды и нефти в образующейся водонефтяной эмульсии с помощью, по крайней мере, двух датчиков, установленных последовательно на расстоянии около 50 м друг от друга на хвостовой части подземного оборудования (НКТ), опущенного до границы водонефтяного раздела, с возможностью анализа состава водонефтяной эмульсии и влияния на включение и отключение насосного оборудования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам добычи нефти из неоднородного пласта с помощью химреагентов и микроорганизмов с целью увеличения нефтеотдачи из обводненных пластов при одновременном снижении отбора попутной воды.

Известно, что на поздней стадии разработки из-за различия удельных весов нефти и воды нефтяные пласты становятся полностью водонефтяными. Многие залежи нефти полностью относятся к водонефтяным зонам в связи с чем эффективность их эксплуатации не всегда достаточно высока.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [см. М.Л. Сургучев Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - с. 85]. Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и увеличение отбора попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен также способ разработки нефтяной залежи, включающий исследование характеристик водонефтяного раздела (ВНР) в водонефтяной эмульсии при заводнении пласта. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин; отбор продукции из добывающих скважин; создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта (Р.Г. Абдулмазитов и др. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России" М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - T. 1. - С. 67).

Существенным недостатком этого способа является то, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т. к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает, чем для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Отличительной чертой является то, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны (патент РФ 2138625, 1999).

Недостатком способа является то, что скорость накопления нефти в скважине недостаточно высока из-за большой обводненности пласта. Отбор нефти производится после установления статического уровня в приустьевой зоне скважины, однако, из-за меньших фильтрационных сопротивлений в промытой части пласта в скважину поступает больше воды и отбираемая из скважины нефть содержит большее количество воды. В результате процесс эксплуатации скважины становится неэффективным. В процессе разработки пласта требуется отбор многочисленных проб по параметрам водонефтяной эмульсии, образовавшейся в скважине, периодические отключение оборудования, подъем его из скважины и демонтаж. Таким образом система регулирования параметров водонефтяной эмульсии в точке водонефтяного раздела недостаточна эффективна.

Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения пластов, снижение обводненности и снижение себестоимости добычи нефти за счет экономии энергозатрат и снижения металлоемкости оборудования для добычи нефти.

Данная цель достигается в результате реализации предлагаемого способа разработки водонефтяной залежи, который в включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачивание в пласт растворов химреагентов, создание системы контроля и регулирования динамики водонефтяного раздела и отбор нефти из пласта, при этом в качестве раствора химических реагентов для изолирования водопритока в пласт закачивают раствор полисахарида культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавкой, взятых в массовом соотношении 0,1:(1-5):(0,005-0,01), а также 10% раствор полимерного флокулянта, содержащий дополнительно добавку биостимулятора пластовых микроорганизмов - ацетат аммония до 0,2-3%.

Кроме того, контроль динамики водонефтяного раздела целесообразно вести по содержанию воды и нефти в образующейся водонефтяной эмульсии с помощью, по крайней мере, двух датчиков, установленных последовательно (на расстоянии около 50 м друг от друга) на хвостовой части подземного оборудования (НКТ), спущенного до границы водонефтяного раздела, с возможностью анализа состава водонефтяной эмульсии и влияния на включение и отключение насосного оборудования.

В предлагаемом способе разработки водонефтяной залежи для водоизоляции пласта в него закачивают многокомпонентный раствор химреагентов, качественный и количественный состав которого позволяет снизить обводненность пласта до 20-30% в результате повышения фильтрационного сопротивления пористой среды пласта. Сочетание компонентов гелеобразующей среды - полиакриламида с полисахаридом культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в присутствии структурирующей добавки, уплотняющей образующуюся гелеобразную структуру, обеспечивает селективную закупорку пор пласта в оптимальные сроки. Поскольку применение растворов полиакриламида без добавок неселективно образует водоизолирующий экран за счет механической закупорки без взаимодействия со стенками пор и может приводить к необратимой кольматации пласта, предлагается использовать его наряду со структурирующей добавкой и в сочетании с биополисахаридом культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp., который способен подвергаться биодеструкции в условиях пласта за счет воздействия микроорганизмов пластовой микрофлоры. Указанное соотношение по массе компонентов: биополисахарида микроорганизма Acinetobacter sp., полиакриламида и структурирующей добавки, равное соответственно 0,1:(1-5): (0,005-0,01) является самым оптимальным с точки зрения обеспечения необходимой скорости гелеобразования и плотности структурированного объема пласта.

Данный способ характеризуется также тем, что для повышения эффективности нефтеизвлечения в пласт закачивают также 10% раствор полимерного флокулянта с добавкой биостимулятора пластовых углеводородокисляющих микроорганизмов - ацетата аммония до 0,2-3%. Операцию закачки можно проводить в импульсном режиме. Такое воздействие на призабойную зону пласта обеспечивает отслоение различных отложений от стенок пор в этой зоне, полимер флокулирует асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО). При этом образуется водо-полимерная эмульсия, которая впоследствии вымывается из пласта при освоении скважины. Полимер при этом покрывает стенки пор в виде тонкой пленки, которая выполняет множественные функции, с одной стороны, обеспечивая разрушение АСПО, с другой стороны, повышая гидродинамические свойства водоизолирующей среды. При этом добавка биостимулятора для микроорганизмов пласта (ацетат аммония) приводит к активизации аборигенной пластовой углеводородокисляющей микрофлоры и в конечном итоге - более интенсивному вытеснению нефти. Оптимальным содержанием биостимулирующей добавки в растворе полимерного флокулянта, влияющим на жизнедеятельность микроорганизмов и позволяющим избежать коррозии нефтепромыслового оборудования, является 0,2-3%. Технология закачки полимерного флокулянта с добавкой ацетата аммония предусматривает использование стандартного оборудования.

С целью облегчения контроля за динамикой водонефтяного раздела (ВНР) в процессе разработки залежи целесообразно отслеживать содержание воды и нефти в образующейся водонефтяной эмульсии. Для этого на хвостовой части подземного оборудования НКТ, спущенного до границы ВНР, устанавливают по крайней мере, два датчика (например, резистивиметры или плотномеры). Один из датчиков, предварительно настроенных на определенное содержание нефти в водонефтяной эмульсии, при спуске НКТ находится на границе ВНР, другой - на расстоянии около 50 м выше него. Это дает возможность контролировать состав водонефтяной эмульсии по содержанию воды и не проводить многократных отборов проб. Полученная с помощью датчиков информация о составе водонефтяной эмульсии поступает на поверхность и позволяет регулировать включение и отключение насосного оборудования. При этом происходит экономия трудо- и энергозатрат на спуск и подъем оборудования, процесс добычи нефти упрощается, повышаются темпы добычи нефти в целом.

Пример конкретного выполнения.

На месторождении выявляют скважины с большой обводненностью (более 50%).

В промысловых условиях проводятся подготовительные и исследовательские работы, связанные с определением параметров пласта, его приемистостью. В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин (определение характера обводнения скважин, отбор проб жидкости для определения водонефтяного фактора и тип воды, поступающей в скважину, исследование герметичности эксплуатационной колонны и определение коэффициента проницаемости).

Способ добычи нефти зависит от скорости накопления нефти при эксплуатации скважины. Из скважины поднимается подземное оборудование (насос). При необходимости проводятся работы по очистке скважины. В скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), скважину промывают до чистой воды. Затем эксплуатационную колонну при необходимости очищают от АСПО закачкой растворителя (дистиллят, СБС). Поднимают НКТ и производят исследование скважины геофизическими методами. В скважину до подошвы пласта опускают пульсатор на НКТ. Производят импульсную закачку биополимера, представляющего собой полисахарид культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавкой (могут использоваться цемент, смолы, пены и т.д.) при массовом соотношении 0,1:1:0,01 и 10% водный раствор полимерного флокулянта (ВА-2, ТУ 6-01-1238-80; силикат натрия, ТУ-2145-001-43811938-97), содержащий добавку биостимулятора УОМ ацетат аммония - 0,5%. После этого поднимают пульсатор, производят обработку пласта аппаратурой акустического воздействия ААВ-320 (микроволновый нагреватель) по 1 часу на 1 погонный метр пласта.

В скважину опускают ограничитель на НКТ. Установкой СВАБ освоили скважину до получения продукции пласта. Параллельно ведут отбор проб на обводненность. Скважину оставляют в покое до восстановления Н статического. С помощью резистивиметра устанавливают границу водонефтяного раздела (ВНР). По накопившемуся объему нефти от ВНР выбирают типоразмер насосного оборудования (зависит от Р пласта и притока жидкости в скважину). В скважину опускают насосное оборудование, параллельно прикрепив спущенные на каратажном кабеле резистивиметры (крепятся на хвостовике НКТ поясками как при спуске ЭЦН) на глубину 50 м выше границы ВНР. Резистивиметры расположены последовательно и соединены с пультом управления станка качалки (реле времени). Насос запускают в работу, при этом датчик следит за качеством откачиваемой жидкости, останавливая или запуская насос в работу. Произвели отбор нефти. За год произвели 100 циклов откачки нефти, сто составило 580 т., что привело к повышению нефтеизвлечения до 10-12%.

Дебит скважины по нефти повышается в 1,5-2,5 раза, снижение себестоимости добычи нефти на 25%.

Показатели эксплуатации скважины, предлагаемым способом:

Запасы участка - 280

Дебит скважины, т/с:

нефти - 25

жидкости - 0,05

Время работы скважины в году, сут. - 30

Годовой отбор нефти, т - 750

Нефтеизвлечение, % - 31

Данный способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, улучшить характеристики отбора нефти из пласта, сократить энерго- и трудозатраты при добыче нефти из обводненных пластов. Улучшение фильтруемости пластов достигнуто с помощью биополисахарида микробного происхождения и подобранного сочетания водоизолирующих химреагентов.