способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через скважину водного раствора, содержащего диаммоний фосфат (ДАФ), и молочной сыворотки и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что дополнительно закачивают водный раствор целлюлозосодержащего материала (ЦСМ), причем водные растворы ЦСМ и ДАФ закачивают вместе или раздельно в циклическом режиме, а затем закачивают молочную сыворотку и осуществляют технологическую выдержку

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной, неоднородной залежи нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и органического субстрата через нагнетательные скважины (Авт. свид. СССР №1008425, кл. Е 21 В 43/22, 1985).

Однако известный способ недостаточно эффективен.

Известен способ повышения нефтеотдачи во вторичной добыче нефти, включающий закачку в пласт биореагента - сточных вод молочнокислого производства, которые вводят в количестве 5-15% от объема пластовой воды (Авт. свид. СССР №1652337, кл. Е 21 В 43/22, 1991).

Известный способ повышает эффективность разработки залежи, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне.

Наиболее близким по используемым реагентам и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины в циклическом режиме "биореагент - рабочий агент", причем дополнительно после каждого цикла производят технологическую выдержку в течение 15-60 часов, а соотношение объемов закачки биореагента и рабочего агента устанавливают равным (6-0,15):1. В качестве биореагента используют состав, включающий азот-, калий-, фосфорсодержащие соли, воду и молочную сыворотку (Патент РФ №2079642, кл. 6 Е 21 В 43/22, 1997).

Известный способ позволяет повысить эффективность способа и нефтеотдачу пласта, но не достаточно высоко.

В основу настоящего решения положена задача создания эффективного способа разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет комплексного воздействия на обводненный неоднородный по проницаемости пласт увеличить нефтеотдачу залежи дешевыми, экологически чистыми реагентами.

Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи залежи дешевыми, экологически чистыми реагентами за счет комплексного воздействия на обводненный неоднородный по проницаемости пласт.

В способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через скважину водного раствора, содержащего диаммоний фосфат ДАФ, и молочной сыворотки и отбор нефти через добывающую скважину, дополнительно закачивают водный раствор целлюлозосодержащего материала ЦСМ, причем водные растворы ЦСМ и ДАФ закачивают вместе или раздельно в циклическом режиме, а затем закачивают молочную сыворотку и осуществляют технологическую выдержку.

В преимущественном варианте выполнения способа берут 0,1-0,5% водного раствора целлюлозосодержащего материала и 0,1-0,2% водного раствора диаммоний фосфата, закачку проводят в 3-4 цикла, а молочную сыворотку закачивают в объеме 150-200 м³, причем после закачки реагентов осуществляют технологическую выдержку в течение 2-5 суток.

Закачку реагентов можно производить как в нагнетательные, так и в добывающие скважины, для увеличения эффективности нужна совместная закачка по группе реагирующих скважин на участке.

Существующие методы добычи нефти позволяют извлекать из пласта в среднем 40-45% геологических запасов нефти. Коэффициент извлечения нефти снижается в связи с истощением запасов, увеличением уровня обводненности продукции и снижением рентабельности работ скважин. Новые нетрадиционные биотехнологические методы извлечения нефти позволяют дополнительно добыть 5-10% от остаточных запасов.

Заявленная технология заключается в том, что в нефтяной пласт закачиваются биореагенты, обладающие комплексным действием и состоящие из питательных веществ и естественной газообразующей микрофлоры.

После закачки в пласт водных растворов целлюлозосодержащего материала и диаммоний фосфата, которые адсорбируются в наиболее высокопроницаемых обводненных зонах пласта и приводят к снижению гидропроводности, микроорганизмы начинают свою жизнедеятельность, используя в качестве минерального питания диаммоний фосфат, а в качестве органического целлюлозосодержащий материал. Происходит рост микробных клеток, которые образуют в пласте нефтевытесняющие агенты: газы, жирные кислоты, спирты, альдегиды.

Последующая закачка молочной сыворотки приводит к воздействию биореагента на низкопроницаемые зоны пласта, в которых содержатся остаточные запасы. Органические кислоты, присутствующие в молочной сыворотке, способны увеличивать проницаемость коллектора, а молочнокислые бактерии, поглощая легкоусваиваемые компоненты сыворотки, способны дополнительно вырабатывать различные метаболиты: газы, органические кислоты, спирты.

Преимуществом заявленного биотехнологического способа является то, что микроорганизмы питаются вносимыми компонентами, не затрагивая при этом нефть и не ухудшая ее качества. В ходе воздействия биореагентами изменяются фильтрационно-емкостные свойства коллектора, за счет микробных метаболитов снижается вязкость и увеличивается подвижность нефтей, снижается межфазное натяжение на границе вода-нефть.

Заявленный метод особенно эффективен в пористо - трещиноватых карбонатных коллекторах.

Применение заявленного метода позволит увеличить продуктивность пласта, уменьшить отбор попутно добываемой воды, сократить сроки разработки месторождения и повысить коэффициент извлечения нефти.

Состав молочной сыворотки: сахара (лактоза, галактоза, глюкоза) в сумме составляют от 35,5 до 105,7 г/л - это более 70% сухого вещества; свободный белок - от 4,76 до 6,75 г/л, связанный белок - от 12,06 до 14,88 г/л;

аминокислоты до и после гидролиза соответственно 46,1-146,8 мг/л и 2042,6-3055,9 мг/л; рН 4,5-5,0.

В качестве целлюлозосодержащего материала (ЦСМ) используют:

- измельченный отход мукомольного производства (ОМП) по ТУ 8-11-95-91 РФ,

- отруби пшеничные (ОП) ГОСТ 7169 - 66,

- отруби ржаные (ОР) ГОСТ 7170 - 66.

Диаммоний фосфат (ДАФ) берут по ГОСТ 19651-74.

Закачку водных растворов ЦСМ и ДАФ проводят вместе или раздельно в 3-4 цикла, после чего закачивают молочную сыворотку. Водный раствор ЦСМ готовят 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5% концентрации, а ДАФ - 0,1-0,2% концентрации. Молочную сыворотку закачивают в объеме, примерно равном общему объему закачиваемых водных растворов ЦСМ и ДАФ.

Для приготовления 10 м³ 0,1% раствора ЦСМ необходимо:

10 кг ЦСМ,

10 м³ пресной воды.

Для приготовления 10 м³ 0,1% раствора ДАФ необходимо:

10 кг ДАФ,

10 м³ пресной воды.

Молочную сыворотку используют без разбавления водой.

Эффективность предлагаемого и известного способов определяют по приросту коэффициента нефтевытеснения на моделях неоднородного нефтяного пласта.

Проведено исследование нефтевытесняющих свойств биореагентов на моделях нефтяного пласта.

Приготовленные модели нефтяного пласта состоят из двух разнопроницаемых гидродинамически несвязанных пропластков. Каждый пропласток представляет собой стеклянную трубку длиной 100 см и диаметром 2 см, которые заполнялись рассеянной на фракции размолотой породой. Величина проницаемости низкопроницаемого пропластка равна 0,50 мкм², а высокопроницаемого - 2,8 мкм ². Пропластки под вакуумом насыщают пластовой водой. Затем воду из порового пространства вытесняют нефтью.

Для создания остаточной нефтенасыщенности пропластки подключают к одной напорной емкости и проводят вытеснение нефти из модели закачиваемой водой. Причем вытеснение нефти из пропластков проводят до полной обводненности проб на выходе из высокопроницаемого пропластка. Величина нефтенасыщенности высокопроницаемого пропластка равна - 71,0%, низкопроницаемого - 67,1%. Остаточная нефтенасыщенность после вытеснения нефти водой равна для высокопроницаемого - 31,8% с коэффициентом нефтевытеснения - 0,68, а для низкопроницаемого пропластка - 47,7% с коэффициентом нефтевытеснения - 0,29.

Затем в поровое пространство модели нефтяного пласта вводят биореагенты в объеме 1,5 V_пор модели и после выдержки в течение 2 суток продолжают вытеснение водой. Определяют прирост коэффициента нефтевытеснения.

Пример 1. В модель пласта закачивают 0,5 V_пор оторочки ЦСМ с массовой долей 0,1% с добавлением диаммоний фосфата с массовой долей 0,1%. Затем закачивают оторочку молочной сыворотки в объеме 1 V_пор.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,20 для низкопроницаемого и 0,13 для высокопроницаемого пропластка.

Пример 2. В модель пласта закачивают 0,5 V _пор оторочки ЦСМ с массовой долей 0,3% с добавлением диаммоний фосфата с массовой долей 0,2%. Затем закачивают оторочку молочной сыворотки в объеме 1 V_пор.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,25 для низкопроницаемого и 0,13 для высокопроницаемого пропластка.

Пример 3. В модель пласта закачивают 0,5 V_пор оторочки ЦСМ с массовой долей 0,5% с добавлением диаммоний фосфата с массовой долей 0,2%. Затем закачивают оторочку молочной сыворотки в объеме 1 V_пор .

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,30 для низкопроницаемого и 0,13 для высокопроницаемого пропластка.

Пример 4 (известный способ). В модель пласта закачивают 1,5 V_пор приготовленного биореагента (масс.%): динатрийфосфат - 0,6; диаммоний фосфат - 0,1; хлористый калий - 0,4; азотнокислый аммоний - 0,4; молочная сыворотка - 49,25; вода - 49,25.

Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 0,15 для низкопроницаемого и 0,13 для высокопроницаемого пропластка.

При использовании заявляемого способа прирост коэффициента нефтевытеснения из низкопроницаемого пропластка увеличивается на 0,05-0,15 по сравнению с прототипом.

Таблица

№ п/п	Используемые в технологии компоненты				Число циклов	Технологическая выдержка, сут.	Прирост коэффициента нефтевытеснения
	ДАФ, г	ЦСМ, г	Вода, мл	Молочная сыворотка, мл			НПП	ВПП
1.*	0,03	0,03 - ОМП	30,0	60,0	1	2	0,20	0,13
2.*	0,06	0,09 - ОМП	30,0	60,0	1	3	0,25	0,13
3.*	0,06	0,15 - ОМП	30,0	60,0	1	5	0,30	0,13
4.	0,1	-	49,25	49,25	1	5	0,15	0,13
5.	0,03	0,15 - ОР	60,0	60,0	1	1	0,30	0,14
6.*	0,05	0,10 - ОР	50,0	30,0	2	3	0,31	0,13
7.	0,02	0,05 - ОР	60,0	50,0	3	2	0,33	0,13
8.*	0,03	0,10 - ОР	90,0	90,0	1	1	0,31	0,14
9.	0,07	0,09 - ОП	20,0	10,0	4	6	0,30	0,13
10.	0,03	0,03 - ОП	30,0	60,0	2	1	0,25	0,13
11.*	0,06	0,09 - ОП	30,0	60,0	1	4	0,22	0,13
12.	0,02	0,05 - ОП	60,0	50,0	3	1	0,32	0,13

* Закачка ЦСМ и ДАФ вместе