способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательную скважину предоторочки пресной воды, оторочек изолирующего материала - силиката натрия с гелеобразователем с увеличением концентрации гелеобразователя в каждой последующей оторочке, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования изолирующего материала в пласте, технологическую выдержку и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предоторочка пресной воды содержит гелеобразователь с концентрацией, равной концентрации гелеобразователя в первой оторочке изолирующего материала, после закачки последней оторочки изолирующего материала закачивают промежуточную оторочку пресной воды с концентрацией гелеобразователя, равной концентрации гелеобразователя в последней оторочке изолирующего материала, далее проталкивают изолирующий материал подтоварной водой в заданном объеме с последующей технологической выдержкой по времени, равной одно-трехкратному времени закачки и продвижения изолирующего материала, объемы предоторочки пресной воды, изолирующего материала и промежуточной оторочки назначают как (1-2): (3-10): 1, причем концентрацию силиката натрия в каждой последующей оторочке изолирующего материала уменьшают.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду [1].

Состав создает надежную изоляцию водопритока и зоны поглощения в скважине, но он проникает недалеко в пласт и не обеспечивает увеличения охвата пласта по площади, следовательно, не способствует увеличению нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в добывающие скважины на уровне водонефтяного контакта опреснителя и изолирующего материала, технологическую выдержку, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [2]. Недостатком этого способа является невысокая нефтеотдача, т.к. он также не обеспечивает увеличения охвата пласта по площади.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи месторождения за счет увеличения охвата пласта заводнением по площади путем закачки в пласт изолирующего материала на большое расстояние от нагнетательной скважины и создания потокоотклоняющего экрана большой мощности.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в нагнетательную скважину предоторочки пресной воды, оторочек изолирующего материала - силиката натрия с гелеобразователем - с увеличением концентрации гелеобразователя в каждой последующей оторочке, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования изолирующего материала в пласте, технологическую выдержку и отбор нефти через добывающие скважины, предоторочка пресной воды содержит гелеобразователь с концентрацией, равной концентрации гелеобразователя в первой оторочке изолирующего материала, после закачки последней оторочки изолирующего материала закачивают промежуточную оторочку пресной воды с концентрацией гелеобразователя, равной концентрации гелеобразователя в последней оторочке изолирующего материала, далее проталкивают изолирующий материал подтоварной водой в заданном объеме с последующей технологической выдержкой по времени, равной одно-трехкратному времени закачки и продвижения изолирующего материала, объемы предоторочки пресной воды, изолирующего материала и промежуточной оторочки назначают как (1-2): (3-10): 1, причем концентрацию силиката натрия в каждой последующей оторочке изолирующего материала уменьшают.

При разработке нефтяного месторождения в добывающие скважины через определенный период времени вместе с нефтью начинает поступать закачиваемая в нагнетательные скважины вода. Добывающие скважины обводняются. Эксплуатацию их осуществляют до обводненности 98%. Однако в пласте остается еще много нефти. Задача всех третичных методов повышения нефтеотдачи пластов добыть эту оставшуюся нефть. На практике нефтяники стараются не доводить обводненность скважин до 98%, а начинают применять третичные методы при меньшей обводненности, т. е. при обводненности выше 60%. На настоящее время известно большое количество таких методов. Это закачка в скважины полимерного раствора, полимердисперсных систем, эмульсионных систем, вязкоупругих составов и т.д. Основной недостаток всех вышеперечисленных методов в том, что они малопригодны для извлечения трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Нефть остается в таких зонах, куда вода не поступает или обходит эти зоны. Для того чтобы вода поступала в эти зоны необходимо создать потокоотклоняющий экран около этих зон на пути движения воды. В этом случае закачиваемая вода обходит экран и вытесняет нефть из нефтенасыщенных зон. Наиболее пригодным для этого является силикатный гель. Силикатный гель в пористой среде выдерживает значительные депрессии, до начала гелеобразования состав имеет незначительную вязкость, а материалы для его получения являются одними из самым дешевых продуктов и производятся в крупных масштабах.

Суть предлагаемой технологии сводится к созданию малопроницаемого экрана на пути движения закачиваемой воды. Поскольку минимальные депрессии, создаваемые закачиваемой водой и механизированным отбором нефти, находятся примерно посредине между нагнетательными и добывающими скважинами, то возникает необходимость в создании малопроницаемых экранов как раз в этом районе. Для определения времени закачки изолирующего материала служит закачка индикатора (трассера) в нагнетательную скважину и обнаружение его через определенное время в добывающей скважине. Половина этого времени является временем закачки и продвижения изолирующего материала.

При контакте с солями жесткости в пластовой минерализованной воде гелеобразующий состав превращается в твердое вещество и доставка его в пласт становится проблематичной. Поэтому в способе предусмотрена закачка предоторочки пресной воды с концентрацией гелеобразователя, равной его концентрации в первой оторочке изолирующего материала, и промежуточной оторочки пресной воды с концентрацией гелеобразователя, равной его концентрации в последней оторочке изолирующего материала, для предотвращения смешения минерализованной воды с изолирующим материалом.

При движении по пласту с первой оторочкой в основном будут происходить следующие процессы:

1. Первая оторочка изолирующего материала в процессе движения смешивается с предоторочкой пресной воды.

2. В процессе движения из изолирующего материала происходит адсорбция силиката натрия на поверхности пористой среды.

3. Последняя оторочка изолирующего материала смешивается с промежуточной оторочкой пресной воды.

Для уменьшения влияния этих процессов на качество изолирующего материала предоторочка состоит из пресной воды с добавкой гелеобразователя по концентрации, равной его концентрации в первой оторочке изолирующего материала. Поэтому смешение предоторочки пресной воды с первой оторочкой изолирующего материала с равной концентрацией гелеобразователя в них к существенному изменению свойств изолирующего материала не приводит. Хотя адсорбция силиката натрия по поверхности нефтяного коллектора и незначительна, однако в процессе движения изолирующего материала первая оторочка в основном будет обедняться силикатом натрия за счет адсорбции. Для уменьшения этого влияния на качество изолирующего материала концентрация силиката натрия повышенная и подбирается с таким расчетом, чтобы в момент остановки закачки соответствовала оптимальной. Аналогичным образом подбирается концентрация силиката натрия и в последующих оторочках.

Закачка изолирующего материала оторочками в определенных объемах и с определенными сроками начала гелеобразования позволяет при сохранении высокой проникающей способности изолирующего материала создать наиболее прочную изоляцию.

Концентрация гелеобразователя как в первой оторочке, так и в последующих подбирается таким образом, чтобы начало гелеобразования по времени совпадало с моментом остановки закачки проталкивающей воды в скважину.

Чтобы изолирующие свойства последней оторочки изолирующего материала существенно не менялись от разбавления закачиваемой подтоварной водой, после нее закачивают промежуточную оторочку пресной воды с концентрацией гелеобразователя равной концентрации его в последней оторочке.

Протолкнув изолирующий материал на заданное расстояние между скважинами, закачку останавливают и осуществляют технологическую выдержку для образования силикатного геля. Установлено экспериментальным путем, что максимальные темпы увеличения прочности силикатного геля происходят за время, равное времени начала гелеобразования, а далее темпы увеличения прочности замедляются и силикатный гель достигает максимальной прочности при времени равном трехкратному времени начала гелеобразования.

Для создания изолирующего экрана большой мощности навстречу движению воды служит повторное или многократное осуществление процесса закачки всех оторочек с последующей технологической выдержкой.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Реализацию предлагаемого способа проводили на участке нефтяного месторождения путем обработки нагнетательной скважины со следующими параметрами:

мощность пласта - 12 м;

приемистость скважины - 600 м³/сут.;

индикатор в добывающей скважине был обнаружен через 15 суток;

вязкость нефти в пластовых условиях - 1 мПас;

минерализация пластовой воды - 20 г/л;

температура в пласте - 60^oС;

обводненность продукции добывающих скважин - 90%.

Участок месторождения состоял из 1 нагнетательной и 5 добывающих скважин.

Для создания потокоотклоняющего экрана на пути движения воды выбрали в качестве изолирующего материала состав, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 4,0-6,0

Гелеобразователь - 0,3-0,35

Вода - Остальное

В качестве гелеобразователя использовали соляную кислоту.

На основании закачки индикатора считаем, что за 15 суток в скважину было закачено 60015= 9000 м³ воды. Исходя из того, что потокоотклоняющий экран лучше ставить примерно посредине между скважинами определили, что необходимо в скважину закачать объем 4500 м³, включающий все оторочки изолирующего и проталкивающего материала, в том числе 450 м³ технологических оторочек и 4050 м³ проталкивающей воды, в течение 7,5 суток. Закачка технологических оторочек будет осуществляться в течение 0,75 суток. Таким образом, время начала гелеобразования первой оторочки изолирующего материала должно составлять 7,5 суток, а последней - 6,75 суток.

Предоторочка пресной воды равна 100 м³. В качестве предоторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,3% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в первой оторочке изолирующего материала).

Объем предоторочки и первой оторочки изолирующего материала назначили как 1:1, т.е. 100 м³. Для первой оторочки изолирующего материала с временем начала гелеобразования 7,5 суток выбираем состав, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 6,0

Гелеобразователь - 0,3

Вода - Остальное

Объем второй оторочки изолирующего материала к объему предоторочки назначили как 2: 3, т.е. 150 м³. Для второй оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 5,0

Гелеобразователь - 0,325

Вода - Остальное

Объем третьей оторочки изолирующего материала к объему опреснителя назначили как 2: 3, т.е. 150 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 4,0

Гелеобразователь - 0,35

Вода - Остальное

Промежуточная оторочка пресной воды равна 50 м³. В качестве промежуточной оторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,35% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в последней оторочке изолирующего материала).

Закаченные оторочки продавливаем в пласт закачкой воды из системы поддержания пластового давления в течение 6,75 суток.

По окончании закачки произвели технологическую выдержку в течение 22,5 часов (трехкратное время от начала закачки первой оторочки изолирующего материала).

После создания первой части потокоотклоняющего экрана все те же операции повторяются второй раз для создания экрана большой мощности.

После создания потокоотклоняющего экрана произвели разработку месторождения на водонапорном режиме. В пласт через нагнетательные скважины закачивали воду, а через добывающие скважины отбирали нефть.

В результате применения предложенного способа обводненность продукции скважин снизилась до 80% и нефтеотдача залежи увеличилась на 7%.

Пример 2. Реализацию предлагаемого способа проводили на участке нефтяного месторождения со следующими параметрами:

мощность пласта - 10 м;

приемистость скважины - 500 м³/сут.;

индикатор в добывающей скважине был обнаружен через 30 суток;

вязкость нефти в пластовых условиях - 3 мПас;

минерализация пластовой воды - 100 г/л;

температура в пласте - 40^oС;

обводненность продукции добывающих скважин - 70%.

Участок месторождения состоял из 1 нагнетательной и 4 добывающих скважин.

Для создания потокоотклоняющего экрана на пути движения воды выбрали в качестве изолирующего материала состав, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 3,0-7,0

Гелеобразователь - 0,4-0,5

Вода - Остальное

В качестве гелеобразователя использовали адипиновую кислоту.

На основании закачки индикатора считаем, что за 15 суток в скважину было закачено 50030= 15000 м³ воды. Исходя из того, что потокоотклоняющий экран лучше ставить примерно посредине между скважинами определили, что необходимо в скважину закачать объем 7500 м³, включающий все оторочки изолирующего и проталкивающего материала, в том числе 750 м³ технологических оторочек и 6750 м³ проталкивающей воды, в течение 15 суток. Закачка технологических оторочек будет осуществляться в течение 1,5 суток. Таким образом, время начала гелеобразования первой оторочки изолирующего материала должно составлять 15 суток, а последней - 13,5 суток.

Предоторочка пресной воды равна 200 м³. В качестве предоторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,4% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в первой оторочке изолирующего материала).

Объем предоторочки и первой оторочки изолирующего материала назначили как 2:1, т.е. 100 м³. Для первой оторочки с временем начала гелеобразования 15 суток выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 7,0

Гелеобразователь - 0,4

Вода - Остальное

Объем второй оторочки изолирующего материала к объему предоторочки назначили как 2: 1, т.е. 100 м³. Для второй оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 6,0

Гелеобразователь - 0,425

Вода - Остальное

Объем третьей оторочки изолирующего материала к объему предоторочки назначили как 2:1, т.е. 100 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 5,0

Гелеобразователь - 0,45

Вода - Остальное

Объем четвертой оторочки изолирующего материала к объему предоторочки назначили как 2: 1, т.е. 100 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас %:

Жидкое стекло - 4,0

Гелеобразователь - 0,475

Вода - Остальное

Объем пятой оторочки изолирующего материала к объему предоторочки назначили как 1:1, т.е. 200 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 3,0

Гелеобразователь - 0,5

Вода - Остальное

Промежуточная оторочка пресной воды равна 150 м³. В качестве промежуточной оторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,5% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в последней оторочке изолирующего материала).

Закаченные оторочки продавливаем в пласт закачкой воды из системы поддержания пластового давления в течение 13,5 суток.

По окончании закачки произвели технологическую выдержку в течение 15 суток (однократное время от начала гелеобразования первой оторочки).

После создания первой части потокоотклоняющего экрана все те же операции повторяются еще два раза для создания экрана большой мощности.

После создания потокоотклоняющего экрана произвели разработку залежи на водонапорном режиме. В пласт через нагнетательные скважины закачивали воду, а через добывающие скважины отбирали нефть.

В результате применения предложенного способа обводненность продукции скважин снизилась до 65% и нефтеотдача залежи увеличилась на 11%.

Пример 3. Реализацию предлагаемого способа проводили на участке нефтяного месторождения со следующими параметрами:

мощность пласта - 20 м;

приемистость скважины - 800 м³/сут.;

индикатор в добывающей скважине был обнаружен через 60 суток;

вязкость нефти в пластовых условиях - 1 мПас;

минерализация пластовой воды - 24 г/л;

температура в пласте - 20^oС;

обводненность продукции добывающих скважин - 95%.

Участок месторождения состоял из 1 нагнетательной и 6 добывающих скважин.

Для создания потокоотклоняющего экрана на пути движения воды выбрали в качестве изолирующего материала состав, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 3,0-7,0

Гелеобразователь - 0,4-0,45

Вода - Остальное

В качестве гелеобразователя использовали гидрохинон.

На основании закачки индикатора считаем, что за 30 суток в скважину было закачено 80030= 24000 м³ воды. Исходя из того, что потокоотклоняющий экран лучше ставить примерно посредине между скважинами, определили, что необходимо в скважину закачать объем 12000 м³, включающий все оторочки изолирующего и проталкивающего материала, в том числе 2200 м³ технологических оторочек и 9800 м³ проталкивающей воды, в течение 30 суток. Закачка технологических оторочек будет осуществляться в течение 2,5 суток. Таким образом, время начала гелеобразования первой оторочки изолирующего материала должно составлять 30 суток, а последней - 27,5 суток.

Предоторочка пресной воды равна 300 м³. В качестве предоторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,4% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в первой оторочке изолирующего материала).

Объем предоторочки пресной воды и первой оторочки изолирующего материала назначили как 1:1,3, т.е. 400 м³. Для первой оторочки время начала гелеобразования 30 суток выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 7,0

Гелеобразователь - 0,4

Вода - Остальное

Объем второй оторочки изолирующего материала к объему предоторочки пресной воды назначили как 1,5:1, т.е. 200 м³. Для второй оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 6,0

Гелеобразователь - 0,41

Вода - Остальное

Объем третьей оторочки изолирующего материала к объему предоторочки пресной воды назначили как 1,5:1, т.е. 200 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 5,0

Гелеобразователь - 0,42

Вода - Остальное

Объем четвертой оторочки изолирующего материала к объему предоторочки пресной воды назначили как 1:1,3, т.е. 400 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас %:

Жидкое стекло - 4,0

Кислота - 0,44

Вода - Остальное

Объем пятой оторочки изолирующего материала к объему предоторочки пресной воды назначили как 1:2,7, т.е. 800 м³. Для третьей оторочки выбираем изолирующий материал, включающий следующие компоненты, мас.%:

Жидкое стекло - 3,0

Гелеобразователь - 0,45

Вода - Остальное

Промежуточная оторочка пресной воды равна 200 м³. В качестве промежуточной оторочки выбираем пресную воду с концентрацией гелеобразователя 0,45% (концентрация гелеобразователя равна его концентрации в последней оторочке изолирующего материала).

Закаченные оторочки продавливаем в пласт закачкой воды из системы поддержания пластового давления в течение 27,5 суток.

По окончании закачки произвели технологическую выдержку в течение 30 суток (однократное время от начала гелеобразования первой оторочки).

После создания первой части потокоотклоняющего экрана все те же операции повторили еще один раз для создания экрана большей мощности.

После создания потокоотклоняющего экрана произвели разработку залежи на водонапорном режиме. В пласт через нагнетательные скважины закачивали воду, а через добывающие скважины отбирали нефть.

В результате применения предложенного способа обводненность продукции скважин снизилась до 70% и нефтеотдача залежи увеличилась на 10%.

Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение нефтеотдачи залежи на 7-11%. Это связано с тем, что предлагаемое изобретение обеспечивает создание прочного и стабильного изолирующего экрана на пути движения воды большой мощности.

Источники информации

1. Патент РФ 1774689, кл. Е 21 В 33/138, 1993 - аналог.

2. Патент РФ 2076203, кл. Е 21 В 43/22, 1994 - прототип.