способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора биополимерно-силикатной композиции и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в указанной композиции соотношение силикатного реагента к биополимеру равно 1:0,25, указанную закачку осуществляют площадным способом с КНС-кустовой насосной станции одновременно в группу нагнетательных скважин циклически - по 3-4 цикла в год, при количестве указанного раствора в первый год 10% перового объема - п.о., второй год 15% п.о., третий год 20% п.о. водонасыщенной части пласта.

Описание изобретения к патенту

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам для извлечения нефти растворами биополимеров, и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии и содержащих малоактивную нефть повышенной вязкости.

Известно применение биополимера «Симусан» и композиций на его основе для извлечения остаточной нефти (Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 247 с.). Однако плохая растворимость биополимера «Симусан» в минерализованной воде и низкие значения остаточного фактора сопротивления, являющегося основным параметром при создании фильтрационных сопротивлений в пласте, не способствуют эффективному извлечению остаточной нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения патент РФ № 2347899 от 30.07.2007 г., включающий закачивание в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из биополимера жидкого ксантанового типа БЖК и высокомодульного коллоидного силиката натрия при соотношении от 1:1 до 1:1,5, при этом подачу гелеобразующей композиции ведут после оторочки пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта за период разработки в течение 10-15 лет. Обработку нагнетательных скважин необходимо проводить один раз в 1-1,5 года после последней обработки.

Данный способ разработки нефтяного месторождения является многостадийным, предполагает использование большого количества техники, времени и экономически невыгодный. Реагенты привозятся на скважину, смешиваются в определенном соотношении и закачиваются агрегатом ЦА-320 в скважину. При перемешивании биополимера с силикатом натрия теряются вязкостные свойства биополимера в результате механической и окислительной деструкции.

Задачей предлагаемого способа является повышение технологического эффекта за счет сохранения реологических свойств композиций, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых пор пласта и снижения затрат на проведение работ по закачиванию растворов реагентов в пласт.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора биополимерно-силикатной композиции и добычу нефти через добывающую скважину, согласно изобретению в указанной композиции соотношение силикатного реагента к биополимеру равно 1:0,25, указанную закачку осуществляют площадным способом с КНС - кустовой насосной станции, одновременно в группу нагнетательных скважин циклически - по 3-4 цикла в год, при количестве указанного раствора в первый год 10% перового объема - п.о., второй год 15% п.о., третий год 20% п.о. водонасыщенной части пласта.

Циклическое закачивание полимерно-силикатной композиции приводит к более равномерному распределению осадка, полученного в водонасыщенной части пласта при взаимодействии полимерсиликатной композиции с ионами минерализованной воды и он хорошо удерживается при дальнейшей многократной промывке закачиваемой водой. Специально подобранное соотношение компонентов композиции ПСК позволяет в полной мере проявиться синергетическому эффекту от их взаимодействия. Поэтому закачивание таких оторочек может служить достаточно эффективным способом для перераспределения потоков в неоднородном пласте, увеличивая степень нефтевытеснения из низкопроницаемых пор пласта.

Кроме того, при площадном воздействии (обработка одновременно группы нагнетательных скважин с КНС) затраты на закачивание растворов реагентов в пласт в 5-6 раз меньше, чем при очаговой обработке каждой скважины.

В предложенном способе разработки нефтяного месторождения используется полимерно-силикатная композиция (ПСК), выпускаемая в соответствии с ТУ 2458-001-89193842-2008, и допущена к применению в нефтяной промышленности. Полимерно-силикатная композиция представляет собой водный раствор-смесь биополимеров ксантанового типа, силикатов и добавок. При внедрении используется марка ПСК-2 (соотношение силикатного реагента к биополимеру равно 1:0,25), малотоксичная жидкость, в соответствии с ГОСТ 12.1.007 по Д<50 в/ж относится к 4 классу опасности. Динамическая вязкость товарной формы 40-50 мПа·с, рН=11,5.

Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачивания оторочки осадкообразующей композиции и коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.

Фильтрационные опыты проводились на насыпных моделях неоднородного по проницаемости двухслойного пласта, которые представляют собой две параллельные металлические трубки диаметром 29 мм, набитых различными фракциями песка. Отношение проницаемостей составило 3,38-3,52. Ход эксперимента: модель пористой среды (V_п.о. =165 см³) насыщалась минерализованной водой, затем изовискозной нефтью, состоящей из дегазированной нефти, в которую добавлено 20% керосина. Вязкость изовизкозной нефти - 19,8 мПа·с. Начальная водонасыщенность пористой среды составила 30%. Коэффициент нефтевытеснения минерализованной водой составил 55%, т.е. в модели остаточная нефтенасыщенность составляет 45% или 52 см³ (опыт 1, таблица 1). После вытеснения нефти минерализованный водой в модель пористой среды подается оторочка пресной воды 0,03 п.о., что составляет 5 см³, затем 10% объема пор оторочка ПСК (3 циклами по 5,5 см³), снова оторочка пресной воды и переходим на фильтрацию минерализованной воды в количестве 1 п.о. модели. Коэффициент нефтевытеснения составил при этом 67%, т.е. прирост нефтевытеснения составил 12% или дополнительно вытеснили из модели 13,9 см³.

Затем подаем снова оторочку пресной воды в объеме 0,03 п.о. и 15% объема пор оторочку ПСК (3 циклами по 8,25 см³); оторочку пресной воды и переходим на фильтрацию минерализованной воды в количестве 1 п.о. Коэффициент нефтевытеснения составил 89%, т.е. дополнительно вытеснили еще 22% нефти или

25 см³.

На следующем этапе после оторочки пресной воды (0,03 п.о.) подаем 20% объема пор ПСК (4 циклами по 8,25 см³), пресную воду 0,03 п.о., минерализованную воду в объеме 3 п.о. Коэффициент нефтевытеснения составил 95,7%, т.е. дополнительно вытеснили 7,74 см³ нефти (опыт 2 таблица 1).

Как видно из результатов опытов, заявляемый способ разработки нефтяного месторождения обладает более высоким коэффициентом нефтевытеснения, чем полученный по прототипу (опыт 3, таблица 1). Кроме того, способ имеет ряд технологических преимуществ по сравнению с прототипом:

1. Одновременная обработка группы нагнетательных скважин с КНС.

2. Снижение затрат на приготовление и закачивание реагентов в пласт.

3. Полимерно-силикатная композиция (ПСК) - это однофазная товарная жидкость на водной основе.

4. Реагент ПСК не влияет отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.

Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 1.

Из данных таблицы видно, что предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет более эффективно по сравнению с прототипом увеличить коэффициент вытеснения нефти. Прирост коэффициента нефтевытеснения составил:

1) на 40,7% по сравнению с чистым заводнением (опыт 2, таблица 1);

2) на 25,9% по сравнению с прототипом (опыт 3, таблица 1).

Пример конкретного осуществления способа.

Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,3-1,2 мкм², пористостью 0,19-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 140-250 г/дм ³, глубина залегания нефтяного пласта 1500 м, толщина пласта колеблется от 2,3 до 7 м. Пласт неоднородный. Коээфициент расчлененности равен в среднем 4,49, коэффициент песчанистости - 0,446 д.е. Нефть повышенной вязкости - 20,1 мПа·с.

Обводненность добываемой жидкости составила 91,2%. На месторождении добыто 41,4% от начальных извлекаемых запасов нефти. Достаточно высокая остаточная нефтенасыщенность пород-коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти, создает благоприятные условия для применения предложенного способа. Предлагается обработать полимерно-силикатной композицией с КНС одновременно 21 нагнетательную скважину.

Порядок закачивания растворов за один цикл следующий:

Отключаем КНС от закачивания минерализованной воды и переходим на закачивание пресной воды. В течение 0,5 часа закачиваем пресную воду, затем дозируем в пресную воду полимерно-силикатную композицию - 56 т в течение 6 часов, в указанной композиции соотношение силикатного реагента к биополимеру равно 1:0,25. Общий объем закачиваемого раствора - 1120 м³. Получаем закачиваемый раствор 5% концентрации. Переходим на пресную воду в течение 2,5 часа и следом закачиваем минерализованную воду в течение 3-5 дней. Таких циклов в течение первого года 4. Всего за первый год внедрения будет израсходовано 224 т товарной формы полимерно-силикатной композиции, или 4480 м³ 5% раствора ПСК, что составляет 10% от порового пространства водонасыщенной части пласта.

На второй год закачиваем 15%, на третий год - 20% водонасыщенной части пласта.

По итогам первого года ОПР предполагается получить 18 тыс.т дополнительной нефти.

Предложенный способ разработки нефтяного месторождения обладает высокой эффективностью, прост и технологичен.