СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке водоплавающей нефтяной залежи.

Известен способ изоляции водопритоков в добывающую скважину путем закачки и загеливания в пласте состава на основе жидкого стекла [1]
Состав создает надежную изоляцию водопритока в скважину, но он проникает недалеко в пласт и не обеспечивает надежного разделения нефтяного и водного слоев на уровне водо-нефтяного контакта, не обеспечивает создания новых перетоков в пласте, а следовательно, не способствует увеличению нефтеотдачи залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий проведение изоляции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины [2] Недостатком этого способа является невысокая нефтеотдача, т.к. он не обеспечивает создания протяженного изолирующего экрана на границе воды и нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи залежи за счет увеличения эффективности разделения нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта, более глубокого проникновения в пласт изолирующего материала и увеличения безводного периода эксплуатации добывающих скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем проведение изоляции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, изоляцию в добывающих скважинах проводят путем закачки на уровне водо-нефтяного контакта пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества и изолирующего материала с последующей технологической выдержкой, в качестве изолирующего материала используют материал, не имеющий сродства к нефти и твердеющий при контакте с пластовой минерализованной водой и с плотностью больше плотности нефти, закачку изолирующего материала осуществляют оторочками, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования материала в пласте, объемы пресной воды и изолирующего материала назначают как 1:(3-5), при этом объемы закачиваемых оторочек изолирующего материала рассчитывают по формуле:
V_i=V_n•[(n-m)•2-1]
где i номер закачиваемой оторочки;
n общее количество оторочек;
m количество закаченных оторочек;
V_n объем последней оторочки;
V_i объем закачиваемой оторочки.

При разработке водоплавающей нефтяной залежи в добывающие скважины вместе с нефтью подтягивается вода, которая образует водяной конус. При этом перекрывается водой значительная часть перфорационных отверстий. Поэтому при разработке таких месторождений существует проблема создания таких условий, при которых не будет образовываться конус обводнения подстилающей водой, а нефть будет вытесняться нагнетаемой водой.

Одним из путей предотвращения образования конуса обводнения является создание непроницаемой или малопроницаемой зоны (экрана) между нефтью и подстилающей водой вокруг добывающей скважины. При этом, чем дальше продвинут от скважины экран, разделяющий водную и нефтяную зоны, тем больше время безводной эксплуатации скважины, тем выше охват пласта воздействием и тем больше нефтеотдача залежи. Кроме того нефтеотдача водоплавающей залежи во многом определяется прочностью и стабильностью изолирующего экрана на границе водо-нефтяного контакта.

В предлагаемом способе использован изолирующий материал, наиболее далеко проникающий в пласт по границе водо-нефтяного контакта и создающий изоляцию водной части от нефтяной.

Это достигается применением состава, не имеющего сродства к нефти, плохо с ней смешивающегося и растекающегося в пласте под нефтяным слоем. Этому же способствует большая плотность изолирующего состава по отношению к плотности нефти.

При контакте с пластовой минерализованной водой изолирующий материал превращается в твердое вещество. Поэтому фактором, ограничивающим миграцию состава вниз, служит наличие под водо-нефтяным контактом минерализованной воды: контактируя с ней, состав сам для себя создает непроницаемую твердую основу для проникновения вниз и под давлением будет вынужден продвигаться вглубль пласта.

Однако при такой закачке есть опасность схватывания основной массы изолирующего материала у скважины. Во избежании этого сначала на границу водо-нефтяного контакта закачивают пресную воду с добавкой водорастворимого поверхностно-активного вещества, которая разделяет нефть от минерализованной воды и обеспечивает опресненный проток для изолирующего материала. Пресная вода не имеет сродства к нефти, имеет плотность большую, чем у нефти, и меньшую, чем у минерализованной воды. Пресная вода оттесняет как нефть, так и пластовую минерализованную воду, проникая по границе между ними.

Следующая за пресной водой оторочка изолирующего материала проталкивает ее дальше в пласт. Оптимальное соотношение между объемами пресной воды и изолирующего материала позволяет протолкнуть пресную воду и изолирующий состав наиболее глубоко в пласт.

Закачка изолирующего материала оторочками в определенных объемах и с определенными сроками начала гелеобразования позволяет при сохранении высокой проникающей способности изолирующего материала создать наиболее прочную изоляцию.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Реализацию предлагаемого способа проводили на водоплавающей нефтяной залежи путем обработки скважин со следующими параметрами:
мощность пласта 4 м;
вязкость нефти в пластовых условиях 1 мПа•c;
плотность нефти в пластовых условиях 0,71 г/см³;
глубина, на которой расположен водо-нефтяной контакт 2900 м;
минерализация пластовой воды 20 г/л;
плотность пластовой минерализованной воды 1,012 г/см³.

Участок месторождения состоял из 10 нагнетательных и 35 добывающих скважин.

Для создания изолирующего экрана на границе нефть-вода выбрали в качестве изолирующего материала состав, включающий следующие компоненты, мас.

жидкое стекло 6,0
кислота 0,45-0,6
вода остальное
Этот состав не смешивается с нефтью, имеет плотность 1,061 г/см³. Состав твердеет на границе с пластовой минерализованной водой в течение 5-10 мин при температуре 60^oC.

Исходя из геолого-промысловых характеристик залежи определяли, что необходимо в каждую добывающую скважину закачать по 4 оторочки изолирующего материала.

Для последней 4 закачиваемой в пласт оторочки, которая будет находиться непосредственно около скважины, был выбран указанный выше состав с концентрацией раствора соляной кислоты 0,6% Для такого состава время начала гелеобразования составляет 1,5 часа. Следовательно, время, в течение которого необходимо закачать последнюю оторочку, составит 1 час. Исходя из этого и, учитывая приемистость добывающей скважины и давление нагнетания, определяли объем 4 оторочки 10 м³.

Перед четвертой оторочкой закачивается 3-я оторочка. Объем 3-ей оторочки рассчитывается по формуле:
V₃=10•[(4-2)•2-1]30 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 3-я оторочка, составит 3 часа. Следовательно, время начала гелеобразования 3-ей оторочки должно быть более 3 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 3-ей оторочке 0,55% время начала гелеобразования 4 часа.

Объем 2-ой оторочки равен: V₂=10•[(4-1)•2-1]50 м³. Время закачки 2-ой оторочки 5 часов. Концентрация раствора соляной кислоты во 2-ой оторочке 0,5% время начала гелеобразования 9 часов.

Объем 1-ой оторочки равен: V₁=10•[(4-0)•2-1]70 м³. Время закачки 1-ой оторочки 7 часов. Концентрация раствора соляной кислоты в 1-ой оторочке 0,45% время начала гелеобразования 16 часов.

Суммарный объем закачиваемых оторочек изолирующего материала составил 160 м³. Объем опреснителя и изолирующего материала назначили как 1:3. Следовательно, объем опреснителя равен 53 м³.

После проведенных расчетов в каждую добывающую скважину закачали через перфорационные отверстия на уровне водо-нефтяного контакта 53 м³ опреснителя. В качестве опреснителя использовали пресную воду, содержащую 3% поверхностно-активного вещества (2% неонoл АФ₉-12 и 1% сульфонол). Опреснитель не смешивается с нефтью, имеет плотность 1,002 г/см³.

Затем в каждую добывающую скважину закачали 4 оторочки изолирующего материала.

По окончании закачки произвели технологическую выдержку в течение 48 часов.

После создания изолирующего экрана в добывающих скважинах произвели разработку залежи на водонапорном режиме. В пласт через нагнетательные скважины закачивали пресную воду, а через добывающие скважины отбирали нефть. Добычу нефти осуществляли до обводненности добываемой продукции 98%
В результате применения предложенного способа нефтеотдача залежи составила 52%
Пример 2. Реализацию предлагаемого способа проводили на водоплавающей нефтяной залежи со следующими параметрами:
мощность пласта 10 м;
вязкость нефти в пластовых условиях 1 мПа•c;
плотность нефти в пластовых условиях 0,75 г/см³;
глубина, на которой расположен водо-нефтяной контакт 2200 м;
минерализация пластовой воды 18 г/л;
плотность пластовой минерализованной воды 1,011 г/см³.

Участок месторождения состоял из 12 нагнетательных и 42 добывающих скважин.

Для создания изолирующего экрана на границе нефть-вода выбрали в качестве изолирующего материала состав, включающий следующие компоненты, мас.

жидкое стекло 6,0
кислоты 0,15-0,6
гидролизованный полиакрилонитрил 0,03
вода остальное
Этот состав не смешивается с нефтью, имеет плотность 1,061 г/см³. Состав твердеет на границе с пластовой минерализованной водой в течение 10-15 мин при температуре 60^oC.

Исходя из геолого-промысловых характеристик залежи определяли, что необходимо в каждую добывающую скважину закачать изолирующий материал суммарным объемом 1,000 м³, что составляет 10 оторочек.

Для последней 10 закачиваемой в пласт оторочки, которая будет находиться непосредственно около скважины, был выбран указанный выше состав с концентрацией раствора соляной кислоты 0,6% Для такого состава время начала гелеобразования составляет 1,5 часа. Следовательно, время, в течение которого необходимо закачать последнюю оторочку, составит 1 час. Исходя из этого и учитывая приемистость добывающей скважины и давления нагнетания, определяли объем 10 оторочки 10 м³.

Перед 10-й оторочкой закачивается 9-я оторочка. Объем 9-ой оторочки рассчитывается по формуле:
V₉=10•[(10-8)•2-1] 30 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 9-я оторочка, составит 3 часа. Следовательно, время начала гелеобразования 9-ой оторочки должно быть более 3-х часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 9-ой оторочке 0,55% время начала гелеобразования 4 часа.

Перед 9-й оторочкой закачивается 8-я оторочка. Объем 8-ой оторочки рассчитывается по формуле: V₈=10•[(10-7)•2-1] 50 м³. Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 8-я оторочка, составит 5 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 8-й оторочки должно быть более 5 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 8-ой оторочке 0,5% время начала гелеобразования 9 часов.

Перед 8-ой оторочкой закачивается 7-я оторочка. Объем 7-ой оторочки рассчитывается по формуле:
V₇=10•[(10-6)•2-1] 70 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 7-я оторочка составит 7 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 7-ой оторочки должно быть более 7 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 7-ой оторочке 0,45% время начала гелеобразования 16 часов.

Перед 7-ой оторочкой закачивается 6-я оторочка. Объем 6-ой оторочки рассчитывается по формуле:
V₆=10•[(10-5)•2-1] 90 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 6-я оторочка, составит 9 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 6-ой оторочки должно быть более 8 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 6-ой оторочке 0,4% время начала гелеобразования 25 часов.

Перед 6-ой оторочкой закачивается 5-я оторочка. Объем 5-ой оторочки рассчитывается по формуле:
V₅=10•[(10-4)•2-1] 110 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 5-я оторочка, составит 11 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 5-ой оторочки должно быть более 11 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 5-ой оторочке 0,35% время начала гелеобразования 36 часов.

Перед 5-ой оторочкой закачивается 4-я оторочка. Объем 4-ой оторочки рассчитывается по формуле:
V₄=10•[(10-3)•2-1] 130 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 4-я оторочка, составит 13 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 4-ой оторочки должно быть более 13 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 4-ой оторочке 0,3% время начала гелеобразования 49 часов.

Перед 4-ой оторочкой закачивается 3-я оторочка. Объем 3-ей оторочки рассчитывается по формуле:
V₃=10•[(10-2)•2-1] 150 м³.

Исходя из объема закачки и приемистости скважины определяли, что время, в течение которого будет закачена 3-я оторочка, составит 15 часов. Следовательно, время начала гелеобразования 3-ей оторочки должно быть более 15 часов. Если в описанном выше изолирующем материале уменьшить концентрацию раствора соляной кислоты, то время его гелеобразования увеличится. Концентрация раствора соляной кислоты в 3-ей оторочке 0,25% время начала гелеобразования 64 часа.

Перед 3-ей оторочкой закачивается 2-я оторочка. Объем 2-ой оторочки равен:
V₂=10•[(10-1)•2-1] 170 м³.

Время закачки 2-ой оторочки 17 часов. Концентрация раствора соляной кислоты во 2-ой оторочке 0,2% время начала гелеобразования 81 час.

Перед 2-ой оторочкой закачивается 1-я оторочка. Объем 1-ой оторочки равен:
V₁=10•[(10-0)•2-1] 190 м³.

Время закачки 1-ой оторочки 19 часов. Концентрация раствора соляной кислоты в 1-ой оторочке 0,15% время начала гелеобразования 100 часов.

Суммарный объем закачиваемых оторочек изолирующего материала составил 1000 м³. Объем опреснителя и изолирующего материала назначили как 1:5. Следовательно, объем опреснителя равен 200 м³.

После проведенных расчетов в каждую добывающую скважину закачали через перфорационные отверстия на уровне водонефтяного контакта 200 м³ опреснителя. В качестве опреснителя использовали пресную воду, содержащую 1% поверхностно-активного вещества (МЛ-80). Опреснитель не смешивается с нефтью, имеет плотность 1,001 г/см³.

Затем в каждую добывающую скважину закачали 10 оторочек изолирующего материала.

По окончании закачки произвели технологическую выдержку в течение 300 часов.

После создания изолирующего экрана в добывающих скважинах произвели разработку залежи на водонапорном режиме. В пласт через нагнетательные скважины закачивали минерализованную воду, а через добывающие скважины начали отбор нефти. Добычу нефти осуществляли до обводненности добываемой продукции 98%
В результате применения предложенного способа нефтеотдача залежи составила 53%
Пример 3. Реализацию способа по прототипу проводили на водоплавающей нефтяной залежи с параметрами, указанными в примере 1.

В добывающие скважины закачивали 45 м³ опреснителя. В качестве опреснителя была выбрана пресная вода с добавкой поверхностно-активного вещества в количестве 6% В качестве ПАВ применяли ОП-10 (ГОСТ 8433-81). Этот опреснитель не смешивается с нефтью. Затем в добывающие скважины закачали 150 м³ изолирующего материала, в качестве которого использовали латекс. Этот изолирующий материал имеет сродство к нефти, не твердеет при контакте с пластовой минерализованной водой.

После этого через нагнетательные скважины начали закачивать пресную воду, а через добывающие скважины отбирают нефть. Добычу нефти осуществляли до обводненности добываемой продукции 98%
В результате применения этого способа нефтеотдача залежи составила 40%
Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение нефтеотдачи залежи на 12-13% Это связано с тем, что предлагаемое изобретение обеспечивает создание прочного и стабильного изолирующего экрана на границе водо-нефтяного контакта большой протяженности, что позволяет увеличить безводный период эксплуатации добывающих скважин.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке водоплавающей нефтяной залежи. Задачей изобретения является повышение эффективности разделения нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта за счет более глубокого проникновения в пласт изолирующего материала, вследствие этого достигается увеличение безводного периода эксплуатации добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи залежи. В способе разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающем проведение изоляции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению изоляцию в добывающих скважинах проводят путем закачки на уровне водо-нефтяного контакта пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества и изолирующего материала с последующей технологической выдержкой, в качестве изолирующего материала используют материал, не имеющий сродства к нефти и твердеющий при контакте с пластовой минерализованной водой и с плотностью больше плотности нефти, закачку изолирующего материала осуществляют оторочками, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования материала в пласте, объемы пресной воды и изолирующего материала назначают как 1:(3-5), при этом объемы закачиваемых оторочек изолирующего материала рассчитывают по формуле:
V_i = V_n•[(n-m)•2-1], где i - номер закачиваемой оторочки; n - общее количество оторочек; m - количество закаченных оторочек; V_n - объем последней оторочки, м³; V_i - объем закачиваемой оторочки, м³.

Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи, включающий проведение изоляции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что изоляцию в добывающих скважинах проводят путем закачки на уровне водонефтяного контакта пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества и изолирующего материала с последующей технологической выдержкой, в качестве изолирующего материала используют материал, не имеющий средства к нефти и твердеющий при контакте с пластовой минерализованной водой и с плотностью больше плотности нефти, закачку изолирующего материала осуществляют оторочками, при этом состав от первой до последней оторочки подбирают обеспечивающим одновременное начало гелеобразования материала в пласте, объемы пресной воды и изолирующего материала назначают как 1 (3 5), при этом объемы закачиваемых оторочек изолирующего материала рассчитывают по формуле
V_i V_п • [(n m) • 2 1]
где i номер закачиваемой оторочки;
n общее количество оторочек;
m количество закаченных оторочек;
V_п объем последней оторочки, м³;
V_i объем закачиваемой оторочки, м³.