способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи с глинистыми минералами включает закачку через нагнетательные скважины очищающего кислотного состава для отмыва углеводородов с поверхности породы, последующую закачку состава с компонентами, предотвращающими набухание глинистых минералов, приготовленного на растворе щелочи, при этом концентрация щелочи в составе, предотвращающем набухание глинистых минералов, превышает эквимолярную концентрацию кислоты в кислотном составе на 1-30%, затем переходят к нагнетанию рабочего агента и отбору нефти через добывающие скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве очищающего кислотного состава используют кислотную микроэмульсию или кислотную систему с поверхностно-активным веществом.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для регулирования набухания глины используют высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа или составы, содержащие хлорид калия или хлорид аммония.

4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что состав, предотвращающий набухание глинистых минералов, приготавливают на растворе каустической соды.

5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что в состав, предотвращающий набухание глинистых минералов, вводят органический растворитель, например, алифатический спирт или гликоль, или ацетон.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых неоднородностью залежи по проницаемости.

При разработке таких залежей происходит, как правило, опережающее обводнение высокопроницаемых пластов с образованием застойных зон в средне- и низкопроницаемых пластах (прослоях). Вероятность образования таких застойных зон тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами по площади залежи и выше разница в проницаемости слагающих залежь пластов.

На залежи с такими продуктивными пластами необходимо активно применять методы воздействия на призабойную зону пластов с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и интенсификации процесса извлечения нефти из низкопроницаемых прослоев.

Повышение коэффициента нефтеотдачи является одной из главных задач нефтяной промышленности.

Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших и, как правило, нетипичных геологических условий, определяющих сложную природу гидродинамических явлений, свойственных разработке нефтяной залежи, неоднородность пластов которой в каждых конкретных случаях имеет разную природу.

При наличии в продуктивном пласте залежи глинистых минералов условия вытеснения нефти по обычной технологии резко осложняются. Набухание глины ведет к перекрытию проводящих каналов, образованию застойных зон, кольматации собственно глинистых и смежных пропластков, что определяет необходимость больших давлений вытеснения в таких продуктивных пластах.

Известен способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи, включающий нагнетание в нагнетательные скважины водного раствора полимера для выравнивания проницаемости залежи, нагнетание вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин [1].

По этому способу предполагается, что закачиваемый в пласт водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные пласты нефтяной залежи и закупоривает их, а вытесняющий агент, например, вода, вытесняет нефть из необводненных участков пласта.

Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается воздействием полный охват залежи по ее толщине.

Известен способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи, включающий нагнетание рабочего агента в залежь через нагнетательные скважины с выравниванием проницаемости залежи по ее толщине и отбор нефти через добывающие скважины [2].

Для выравнивания проницаемости залежи по ее толщине известный способ предусматривает гидроразрыв в полном его объеме. Способ ориентирован на более полный охват залежи по всей ее толщине. Однако фактически происходит лишь увеличение площади пласта, подвергнутой гидродинамическому воздействию (преимущественно в горизонтальном направлении по пласту). В результате в действительности не происходит эффективного вытеснения нефти. Рабочий агент вскрывает под давлением лишь локальную, наиболее гидропроводную зону.

Эффект воздействия носит кратковременный (пиковый) характер. Извлекаемая нефть быстро и сильно обводняется.

Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения ее охвата по всей толщине нагнетаемым рабочим агентом.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи с глинистыми минералами включает закачку через нагнетательные скважины очищающего кислотного состава для отмыва углеводородов с поверхности породы, последующую закачку состава с компонентами, предотвращающими набухание глинистых минералов, приготовленного на растворе щелочи, при этом концентрация щелочи в составе, предотвращающем набухание глинистых минералов, превышает эквимолярную концентрацию кислоты в кислотном составе на 1-30%, затем переходят к нагнетанию рабочего агента и отбору нефти через добывающие скважины.

Кроме того:

в качестве очищающего кислотного состава используют кислотную микроэмульсию или кислотную систему с поверхностно-активным веществом;

для регулирования набухания глины используют высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа или составы, содержащие хлорид калия или хлорид аммония;

состав, предотвращающий набухание глинистых минералов, приготавливают на растворе каустической соды;

в состав, предотвращающий набухание глинистых минералов, вводят органический растворитель, например, алифатический спирт или гликоль, или ацетон.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что при наличии в нефтяной залежи глинистых минералов, определяющих неоднородность залежи, условия вытеснения нефти по обычной технологии резко осложняются.

Происходит взаимодействие нагнетаемого рабочего агента с глинистыми минералами залежи. При этом возможно набухание глинистых минералов, что ведет к снижению прочности пород, слагающих залежь, уменьшению их прочности, уменьшению сечения поровых каналов, снижению скорости фильтрации и проницаемости этих пород. Кроме того, нагнетание в залежь рабочего агента с концентрацией солей меньше некоторой критической, называемой пороговой, может привести к отделению набухших глинистых пластинок, т.е. к глинодиспергации глинистых минералов в залежи и резкому (особенно в низкопроницаемых пластах залежи) снижению скорости фильтрации. В низкопроницаемых пластах залежи с большим процентом глинистости это может привести к полному прекращению фильтрации. Разрушение поровых поверхностей также происходит из-за напряжения вследствие неоднородного набухания вдоль фильтрационных каналов.

Все это ведет к осложнениям в формировании фронта вытеснения нефти рабочим агентом и, как следствие, к значительному снижению отбора нефти.

Вышеперечисленные процессы приводят к характерным изменениям в динамике добычи нефти и вызывают существенное падение добычи нефти не только по отдельным скважинам, но и по объекту в целом.

В этом случае для повышения охвата залежи по всей ее толщине выравнивание проницаемости залежи осуществляют регулированием свойств глинистых минералов, точнее стабилизацией их свойств.

В качестве реагентов, регулирующих набухание глинистых минералов можно использовать, например, составы, содержащие хлорид калия или хлорид аммония. Кроме этого, можно также в качестве этих составов использовать например, растворы полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5-350 г/л, как это описано в патенте РФ 2060372.

Для повышения гидрофильности используют очищающие составы, содержащие кислотную составляющую и обладающие низким межфазным натяжением. В качестве таких составов могут быть использованы кислотные микроэмульсии или кислотные системы с поверхностно-активными веществами.

Известно, что адсорбционные свойства составов, регулирующих набухание глинистых минералов, а также вытеснение нефти (ее отмыв с поверхности породы) увеличивается с повышением значений водородного показателя этих составов. Поэтому для улучшения адсорбции регулятора набухания глинистых минералов и нейтрализации остаточной кислотности необходимо изменить значение водородного показателя путем закачки щелочного состава с регулятором набухания глинистых минералов.

Таким образом, по способу повышают гидрофильность поверхности породы, отмывают углеводороды (нефть) с поверхности этой породы. При этом частично разрушают глинистые минералы (осуществляют разглинизацию) за счет предварительной закачки очищающего кислотного состава, обладающего низким межфазным натяжением (поверхностным натяжением), например, кислотной микроэмульсии, содержащей, например, композиционное поверхностно-активное вещество (ПАВ), содетергент и водный раствор минеральной кислоты, или кислотной системы с ПАВ.

Кислотный состав обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть - пластовая вода, в результате чего увеличивается очищающая способность состава. Связанность кислоты в составе увеличивает время реакции кислоты с горной породой. Эти свойства позволяют повысить охват продуктивных пластов залежи по толщине и увеличить зону эффективной обработки пласта залежи. Это обеспечивает значительную приемистость рабочего агента при его нагнетании в продуктивные пласты залежи и стимуляцию притока нефти в добывающих скважинах.

При использовании очищающего кислотного состава нет необходимости разделять пропластки на высоко и низко проницаемые. Он является средством выравнивания проницаемости залежи по ее толщине. Применение этого средства обеспечивает реализацию приема выравнивания проницаемости залежи и увеличение ее охвата по толщине при нагнетании рабочего агента.

Кислотный состав закачивают в призабойную зону пласта и выдерживают его в течение нескольких часов перед последующей закачкой щелочного состава с регулятором набухания глинистых минералов. Это способствует повышению гидрофильности породы и отмыву с ее поверхности углеводородов (нефти).

Щелочной состав с регулятором набухания глинистых минералов выдерживают в призабойной зоне также в течение нескольких часов. Важным показателем характеристики щелочного состава является то, что концентрация щелочи превышает эквимолярную концентрацию кислоты в кислотном составе на 1 - 30%.

Если в качестве реагента для регулирования набухания глинистых минералов используют полимерное вещество линейно-циклической структуры в воде, т.е., по существу высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа, то объем закачки такого состава определяют по формуле, приведенной в упомянутом патенте РФ 2060372.

Конкретный пример реализации способа.

Выбирают, например, одну из нагнетательных скважин на залежи, где вскрыты продуктивные пласты залежи разной толщины.

При разработке нефтяной залежи с глинистыми минералами осуществляют регулирование набухания глины. Перед регулированием набухания глинистых минералов закачивают кислотный состав с низким межфазным натяжением. Для этого в продуктивную часть залежи, например, под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин, закачивают, например, 30 м³ кислотного состава с ПАВ. Этот состав закачивают, например, в виде водного раствора поверхностно-активного вещества "ИВВ-1" в количестве 2 мас.%. И глинокислоты в количестве 1 мас. %. Затем закачивают состав с компонентами, предотвращающими набухание глинистых минералов. В качестве компонента, предотвращающего набухание глинистых минералов применяют, например, хлорид аммония. Этот состав приготавливают на растворе щелочи, например, на растворе каустической соды. Состав готовят в емкости цементировочного агрегата. Для приготовления 1 м³ данного состава необходимо залить 50 л воды пресной или минерализованной, добавить в нее необходимое количество каустической соды и перемешать раствор до растворения соды. При этом концентрация щелочи в составе, предотвращающем набухание глины, должна превышать эквимолярную концентрацию кислоты в кислотном составе на 1-30%. Затем в полученный раствор, при включенном циркуляционном насосе, добавляют 10 кг хлорида аммония. Перемешивают раствор до растворения хлорида аммония. В состав с компонентами, предотвращающими набухание глинистых минералов может быть дополнительно введен компонент, способствующий дегидрированию уже набухших ранее глинистых минералов и снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами. В качестве такого компонента может быть использован органический растворитель, например, ацетон.

Композицию нагнетают под давлением раскрытия естественных вертикальных трещин продуктивного пласта. Затем скважины останавливают на 12 час под давлением на выдержку с кислотной обработкой пласта и декольматацию с разглинизацией. При необходимости осуществляют циркуляцию в скважине с выносом продуктов реакции на устье. После этого осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Если при этом достигают эффективной приемистости при полном охвате продуктивного пласта залежи по мощности и при оптимальном давлении нагнетания, то переходят к нагнетанию рабочего агента через нагнетательные скважины с промышленным отбором нефти через добывающие скважины.

Источники информации

1. Бурдынь Т. А. и др., Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, Москва, Недра, 1983, стр. 47-49.

2. Патент РФ 2135750 от 27.08.1999.