СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ И НАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЬЮ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/16 E21B43/22 

Изобретение относится к разработке неоднородной (в разрезе) по проницаемости и насыщенности нефтью залежи и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Неоднородной (в разрезе) по проницаемости и насыщенности нефтью залежь может быть как в силу действия объективных (процесс ее формирования не окончен), так и субъективных (распределение нефтенасыщенности в залежи после или в процессе ее разработки с применением метода заводнения) обстоятельств.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора нефти и воды из добывающих скважин [1]
Недостатком известного способа при его применении в неоднородных по проницаемости и насыщенности нефтью залежах является низкая эффективность из-за балластного проскальзывания воды по сравнительно высокопроницаемым и слабо насыщенным нефтью прослоям, что приводит к крайне низкому коэффициенту нефтеизвлечения и отбору с добытой тонной нефти большого количества попутной воды.

Наиболее близким к изобретению является способ разработки, в котором с целью повышения эффективности нефтевытеснения закачивают с нагнетательные скважины оторочки различных физико-химических веществ: кислот, щелочей, полимеров, поверхностно-активных веществ, углекислот, различного рода растворителей и т.д. [2]
Объемы оторочек, как правило, не превышают нескольких десятков тонн (м³, что позволяет охватить ими только призабойную зону пласта. Оторочки или их композиции предназначены, как правило, для увеличения коэффициента продуктивности скважины, изоляции обводнившихся прослоев, подключения в фильтрацию неработающих слоев (прослоев), выравнивания профилей притока и отдачи.

Недостатком способа, принятого за прототип, при его применении в неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи является низкая эффективность либо из-за охвата более эффективным вытеснением только призабойной зоны пласта (основная масса запасов воздействия не испытывает), либо из-за преимущественного воздействия на дренируемые объемы пласта (недренируемые части воздействия не испытывают).

Естественные геолого-физические факторы, сопутствующие процессам формирования и разработки залежей углеводородов, приводят к поляризации скелета пласта. Последний обладает собственным внутрипластовым электростатическим полем и именно в нем и происходит фильтрация пластовых флюидов. Причиной возникновения сил, действующих на среду в электростатическом поле, является его поляризация, т.е. образование элементарных молекулярных диполей под действием электростатического поля. При этом среда с большей диэлектрической проницаемостью под действием электростатических сил втягивается в поровое пространство, вытесняя среду с меньшей диэлектрической проницаемостью.

Задача изобретения повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем вовлечения в фильтрацию, при используемой системе разработки, недренируемых запасов за счет создания разности диэлектрических проницаемостей фильтрующихся и неподвижных флюидов.

Предлагаемое техническое решение предусматривает разработку неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи путем закачки в пласт через нагнетательную скважину композиции физико-химических веществ и отбора нефти из эксплуатационной скважины. От известного предлагаемое решение отличается тем, что состав композиции подбирают из условия создания в дренируемой части пласта меньшей диэлектрической проницаемости по сравнению с недренируемой частью и в объеме, исключающем поступление агрессивных компонентов композиции на забой добывающей скважины.

Заменяя в дренируемой части пласта фильтрующуюся пресную воду на жидкость с низкой диэлектрической проницаемостью, можно получить в этом объеме суммарную диэлектрическую проницаемость ниже, чем в недренируемой части пласта. Тем самым неподвижные запасы нефти из последней будут перетекать в дренируемые объемы залежи, что приведет к повышению нефтеотдачи пласта, снижению обводненности продукции эксплуатационных скважин.

В реальных условиях пластов жидкостями с низкой диэлектрической проницаемостью наиболее часто являются кислоты, применительно к условиям Западной Сибири, в частности, концентрированная соляная кислота.

Проведены лабораторные исследования по выяснению влияния кислот и добавок к ней различных химреагентов на величину вытеснения нефти из неподвижных объемов пласта. Исследования проводились на образцах керна пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения Западной Сибири. Перед опытом образцы керна (цилиндры 3х2 см) тщательно экстрагировались до полного вымывания из них нефти. Далее в образцах создавалась центрифугированием остаточная вода минерализацией 20 г/л, затем образцы донасыщались под вакуумом моделью нефти (раствор нефти в керосине). Подготовленные образцы помещались в специальные бюксы, заполненные исследуемыми растворами. Определение количества вытесненной нефти производилось ежесуточно в течение 12 дн. По результатам исследований было установлено: при начальном содержании нефти в образцах 75 ее конечное содержание при капиллярном вытеснении пресной водой составило 50 при капиллярном вытеснении 24-ой соляной кислотой 37
Объем жидкости с низкой диэлектрической проницаемостью V_з в закачиваемой композиции определяют из условия
V_пз<V_з<<V_пред,
где V_пз объем реагентов при обычных работах с призабойной зоной пласта (до нескольких десятков м³ (м));
V_пред предельный объем закачки, при превышении которого агрессивный реагент, в частности, соляная кислота, может дойти до забоя добывающей скважины и вызвать негативные последствия в виде коррозии колонн, внутрискважинного и поверхностного оборудования. Величина V_пред зависит от неоднородности пласта по проницаемости (чем она выше, чем меньше V_пред), расходования реагента на реакцию со скелетом пласта и пластовыми флюидами (чем она выше, тем больше V_пред). Для типичных условий V_пред можно принять на уровне 0,1 0,15 порового нефтенасыщенного объема пласта. С учетом экономических, технических и технологических факторов обычно принимают V_пред=200-400 м³.

Реализуют предлагаемый способ следующим образом.

По результатам лабораторных исследований определяют оптимальный состав композиции. Объем оторочки может быть подобран на основе технико-экономических расчетов с использованием результатов фактической эксплуатации скважин при опытно-промышленной закачке реагентов (по данным о дополнительно добытой нефти на одну тонну закачанных реагентов).

Закачивают оторочку в нагнетательную скважину имеющимися в нефтяной промышленности как стационарными (насосы кустовой насосной станции), так и передвижными (ЦА-320) техническими средствами. Скважины для нагнетания подбирают по результатам анализа разработки залежи.

В качестве примера реализации предложенного технического решения рассмотрена опытная закачка кислотных композиций в пласт БС₁₁ Карамовского месторождения Западной Сибири. Для нагнетания выбрана скважина 156. Ее окружают добывающие скважины 143, 145, 154, 155, 436, 437. Основные геолого-физические параметры пласта на экспериментальном участке: эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м; коэффициент проницаемости 0,065 мкм², пористости 18 начальной нефтенасыщенности 59 обводненность продукции добывающих скважин на начало эксперимента 85 Закачка в скважину 156 проведена в октябре 1990 года. Под давлением 5 12 МПа было закачано агрегатом ЦА-320 20 м³ грязевой кислоты концентрации 32 250 м³ соляной кислоты концентрации 24 совместно с ПАВ СНО-3Б концентрации 2 и 6 т ПАВ СНО-3Б концентрации 7
01.09.1991 года получен эффект в объеме 18 тыс.т дополнительной нефти, из них за счет повышения нефтеотдачи 12 тыс.т. Отбор попутной воды понижен на 7,4 тыс. м³.

Использование: нефтегазодобывающая промышленность. Сущность изобретения: разработка неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи путем закачки в пласт через нагнетательные скважины композиций физико-химических реагентов и отбора нефти из добывающих скважин. Состав композиции подбирают из условия создания в дренируемой части пласта меньшей диэлектрической проницаемости по сравнению с недренируемой частью и в объеме, исключающем поступление агрессивных компонентов композиции на забой добывающей скважины. Для условий Западной Сибири эффективным является применение соляной кислоты высокой концентрации. Позволяет повысить нефтеотдачу пласта, понизить отбор попутной воды. 1 з. п.ф-лы.

1. Способ разработки неоднородной по проницаемости и насыщенности нефтью залежи путем закачки в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и отбор нефти из эксплуатационной скважины, отличающийся тем, что создают разность диэлектрических проницаемостей флюидов, находящихся в недренируемой и дренируемой частях пласта, путем закачки в качестве рабочего агента композиции физико-химических веществ, подбираемых из условия создания в дренируемой части пласта меньшей диэлектрической проницаемости по сравнению с недренируемой частью и в объеме, исключающем поступление агрессивных компонентов композиции на забой добывающей скважины. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве компонента композиции для снижения диэлектрической проницаемости используют соляную кислоту.