способ оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти

Формула изобретения

Способ оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти, включающий отбор поверхностных проб нефти, стабилизацию нефти, определение значений плотности, вязкости и содержания фракции с температурой кипения до 200°С и сравнение этих значений для нефти из одних и тех же скважин до и после применения осадкогелеобразующих составов и, если нефть характеризуется первоначальными или слабо измененными свойствами по сравнению с нефтью до воздействия, то применяемая технология обеспечивает охват пласта заводнением либо селективную изоляцию выработанного пласта и подключение ранее недренируемых менее проницаемых зон того же пласта или нового пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтехимии, а именно способу оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, и предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности. В связи с высокой обводненностью продуктивных месторождений возникла проблема повышения эффективности их разработки, которая достаточно успешно решается путем воздействия на пласты через нагнетательные скважины осадкогелеобразующими технологиями, позволяющими изменить направления фильтрационных потоков, тем самым, увеличивая охват пласта заводнением или селективно изолируя выработанный пласт.

Известны методы выделения работающих интервалов разреза в добывающих и нагнетательных скважинах путем анализа нефти из добывающих скважин. К ним относится метод фотокалориметрии нефти и определения содержания в ней микрокомпонентов [1. Руководство по применению геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений. РД 39-4-699-82, с.36-41, приказ Министерства нефтяной промышленности № 227 от 6 мая 1982 г.]. Значение коэффициента светопоглощения (Ксп) связано с содержанием в нефти смолисто-асфальтеновых веществ. Однако этот метод нельзя использовать, если нет достаточных материалов, чтобы составить обоснованную картину распределения Ксп по площади залежи в каждом из пластов многопластового объекта в начале и в процессе его разработки. Он не всегда применим даже к соседним пластам, не говоря об отдельных зонах одного и того же пласта. Так, в приведенном в [1] примере, на Западно-Сургутском месторождении нефть пласта BC1 имеет Ксп в пределах 543-301 единиц, а нефть пласта ВС10 - от 120 до 310 единиц.

Задачей изобретения является новый, расширяющий арсенал известных способов, способ оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти на основе анализа физико-химических свойств нефтей, отбираемых скважинным способом.

Задача решается предлагаемым способом оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти путем сравнения плотности и вязкости нефтей, а также содержания фракции от начала кипения (н.к.) до 200°С в нефтях, отобранных с устья скважин участка до и после обработки нагнетательной скважины осадкогелеобразующим составом. Снижение значений плотности, вязкости нефтей, увеличение содержания легкокипящей фракции в нефтях из этих же скважин после обработки нагнетательной скважины говорит о вовлечении в разработку новых ранее недренируемых зон пласта или нового пласта на участке, контролируемом данной нагнетательной скважиной.

Суть изобретения состоит в следующем. В процессе заводнения участка разрабатываются, как правило, наиболее проницаемые пласты и зоны терригенного коллектора. В результате предпочтительной фильтрации по ним наиболее легких и наименее полярных компонентов остающаяся нефть обогатилась полярными высокомолекулярными компонентами, в результате чего изменились ее физико-химические свойства: в нефтях из добывающих скважин участка увеличились плотность, вязкость, содержание общей серы и снизилась доля легкокипящих углеводородов. Значения этих параметров характеризуют свойства нефтей, отобранных с устья скважин участка до применения на нем осадкогелеобразующей технологии.

После применения осадкогелеобразующей технологии нами установлено, что в ряде случаев нефть, добываемая из тех же скважин, изменила свои свойства. Это позволило сделать вывод о том, что если нефть характеризуется первоначальными или слабоизмененными свойствами по сравнению с нефтью до воздействия, то применяемая осадкогелеобразующая технология либо увеличила охват пласта заводнением, либо селективно изолировала выработанный пласт, в результате чего в разработку подключились ранее недренируемые, менее проницаемые зоны того же пласта или новый пласт.

Перед реализацией работ по применению анализируемой осадкогелеобразующей технологии, на участке, состоящем из нагнетательной скважины и находящихся в зоне ее влияния добывающих скважин, на устье добывающих скважин отбираются пробы нефти и для каждой из них определяются плотность, вязкость и содержание легкокипящих углеводородов н.к. - 200°С. Полученные значения параметров характеризуют свойства нефтей из промытой части пласта в районе участка до применения технологии.

Через определенный промежуток времени, необходимый для проявления эффекта от закачки осадкогелеобразующего состава, на устье добывающих скважин участка вновь отбираются пробы нефтей и анализируются их свойства. Извлекаемая нефть, в случае вовлечения новых запасов, характеризуется в среднем по участку меньшими значениями плотности и вязкости, а также более высоким содержанием легкокипящих углеводородов. При отсутствии эффекта от применения анализируемой технологии на участке и возможного отсечения запасов нефти средние значения параметров нефтей остаются прежними. По совокупности данных определения параметров для нескольких участков делается вывод об эффективности применяемой технологии увеличения нефтеотдачи.

В литературе отсутствуют сведения о применении такого способа оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти, поэтому предлагаемый способ оценки является новым.

Из литературы не следовало, что подобный способ оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий, применяемых для увеличения добычи нефти, основанный на разнице в физико-химических свойствах нефтей до и после обработки нагнетательной скважины осадкогелеобразующим составом, будет таким характеристичным, и вообще будет ли характеристичным, поэтому предлагаемое изобретение отвечает требованию изобретательский уровень.

Данное изобретение иллюстрируют следующие примеры (таблица) конкретного его применения на площадях Ромашкинского месторождения к участкам обработки нагнетательных скважин высокомодульным жидким стеклом по [2. Патент РФ № 2154159 Способы разработки нефтяного месторождения (варианты). Бюл.№ 22, 2000 г.]. Объектом разработки являются длительно разрабатываемые пласты пашийского горизонта (Д1) на участках нагнетательных скважин 18834, 13682, 9671, 2791 и 8561. Каждая нагнетательная скважина контролирует по три-четыре добывающих скважины. На устье добывающих скважин каждого участка отобраны пробы нефти. После стабилизации нефтей определены их параметры: плотность, вязкость и содержание легкокипящих углеводородов н.к. - 200°С, по которым рассчитаны средние значения параметров нефти для участка нагнетательной скважины до применения технологии.

Буфер, а затем технологический раствор высокомодульного стекла закачаны в нагнетательную скважину циклами от одного до пяти из расчета 1-10 м³ на 1 м перфорированной части пласта. После окончания каждого цикла закачан водный раствор минеральных солей с ионной силой от 0,28 до 5,8. Через шесть месяцев после обработки нагнетательных скважин на устье добывающих скважин каждого участка вновь отобраны пробы нефти. После стабилизации нефтей путем обезвоживания и обезсоливания определены их параметры: плотность, вязкость и содержание легкокипящих углеводородов н.к. - 200°С, по которым рассчитаны средние значения параметров нефти для участка нагнетательной скважины после применения технологии.

В результате применения рассматриваемой технологии отмечено снижение средних значений плотности и вязкости, а также возрастание содержания легкокипящей фракции для нефтей, добываемых из скважин, относящихся к зоне влияния нагнетательных скважин 18834, 13682 и 9671 (первая группа участков). Для нефтей с участков нагнетательных скважин 2791 и 8561 (вторая группа участков) значения этих параметров в основном не изменились. Как свидетельствуют данные таблицы, для первой группы участков наблюдается дополнительная добыча нефти, а для второй - она отсутствует.

Достоверность полученных результатов проверена с помощью полученного на основе отношения содержания в нефти низкомолекулярных и высокомолекулярных парафиновых углеводородов газохроматографического коэффициента Z=H(C₁₃-C₁₅)/H(С₂₅-С₂₇), позволяющего определять подтип нефти. Для подтипа нефтей I значение Z равно 3-8 - это неизмененные нефти. В процессе добычи нефти из подтипа I преобразуются в подтип II, для которого значение Z снижается до 1,2-3.

До применения технологического цикла нефть с участков нагнетательных скважин 18834, 13682 и 9671 отобрана из промытых частей пласта, так как она, судя по значениям Z, является измененной, а после его осуществления отбирается неизмененная нефть, что свидетельствует об эффективном применении рассматриваемой технологии. Нефть с участков нагнетательных скважин 2791 и 8561 до применения технологии отобрана из слабопромытых частей пласта, так как относится к неизмененному подтипу нефтей. После ее применения подтип нефти, отбираемой с этих участков, не изменился.

Преимуществом предлагаемого способа оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти, основанного на доступных методах анализа нефтей, является отсутствие необходимости в постоянном проведении дорогостоящих работ по созданию банка данных свойств нефтей, изменяющихся в процессе разработки, по площади всего месторождения и в каждом из его пластов, тем более, что он не может содержать свойства нефтей из неохваченных разработкой пластов и зон пласта, которые будут задействованы только после применения осадкогелеобразующей технологии.

Промышленная применимость предлагаемого способа оценки эффективности осадкогелеобразующих технологий добычи нефти доказана на площадях нефтяного Ромашкинского месторождения Татарстана. Показано, что он является простым, доступным и характеристичным способом и расширяет арсенал известных способов, оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи.