СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам, снижающим проницаемость обводненных пластов и вовлекающих в разработку менее обводненные пласты или части пласта.

Известен способ разработки месторождения путем закачивания в пласт через нагнетательную скважину водного раствора смеси оксиэтилированного алкилфенола, полиакриламида и жидкого стекла. (Авторское свидетельство СССР N 1736228, Е 21 В 43/22, 1990). Этот способ не обеспечивает эффективного снижения проницаемости высокопористых трещиноватых коллекторов из-за недостаточного объема выпадающего осадка. Объем осадка незначителен при низком содержании ионов кальция и магния в закачиваемой воде. Сложность приготовления раствора в промысловых условиях и дороговизна реагентов являются недостатками способа.

Наиболее близким по технической сути и получаемому эффекту к предлагаемому техническому решению является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полимера, концентрированного раствора щелочи и минерализованной воды. Однако практическое применение способа ограничено недостаточной эффективностью закупоривания коллекторов, особенно с опресненной пластовой водой и высокой стоимостью полимера (патент РФ N 2004782, Е 21 В 43/22, 1991).

Для снижения проницаемости обводненного пласта последовательно закачивают щелочной реагент, минерализованную воду, дополнительно проводят закачку глинистого раствора, а в качестве щелочного реагента используют раствор соединения металла первой группы, при этом глинистый раствор подают в смеси со щелочным реагентом, а непосредственно после закачки щелочного реагента подают раствор хлористого или гидроксохлористого алюминия.

Концентрацию щелочного реагента, хлористого, гидроксохлористого алюминия меняют в зависимости от проницаемости пласта, приемистости скважины от 0,5% до концентрация насыщенного раствора. Объем растворов рассчитывают по поровому объему пласта.

Объем раствора хлористого, гидроксохлористого алюминия должен содержать 0,2-0,4 эквивалента от теоретически необходимого количества для полного осаждения щелочного реагента. Осаждение щелочных реагентов будет происходить и ионами, содержащимися в сточной воде. Концентрацию глины в суспензии выбирают в зависимости от проницаемости пласта, то есть приемистости нагнетательной скважины, и она может колебаться от 0,5 до 25,0%
Последовательность выполнения операций снижает или прекращает фильтрацию через обводненную часть пласта, по мере закупорки высокопроницаемых участков пласта происходит переход к новым зонам фильтрации, то есть регулируется фронт вытеснения.

В качестве щелочных реагентов могут применяться стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81, водорастворимый порошок силиката натрия по ТУ 2145-015-13002578-94, водные растворы силикатов натрия по ТУ 2145-014-13002578-94, сода кальцинированная по ГОСТ 5100-85, натр едкий технический по ГОСТ 2263-79 или 11078-78, аммиак (водный раствор) по ГОСТ 9-92.

За щелочными реагентами закачиваются растворы отработанного хлористого алюминия по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористого алюминия по ТУ 38.302163-94.

Наряду с целевыми промышленными химическими продуктами могут также применяться отработанные щелочные отходы производства, имеющие соответствующее разрешение на применение в процессах добычи нефти.

Плотность минерализованной воды должна превышать 1050 кг/м³, допускается применение раствора хлористого кальция по ГОСТ 450-86 соответствующей плотности.

Эффективность снижения проницаемости обводненного пласта предлагаемыми и известными способами определялась лабораторными опытами по фильтрации применяемых растворов через образец искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 39-40 мм, длиной 52-56 мм, объемом пор 13,2-17,5 см³. Опыты начинаются с установки образца в кернодержатель, насыщения его пластовой водой с плотностью 1050 к/м³, и определяется начальная проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа.

С целью снижения проницаемости через образец фильтруют чередующиеся оторочки из 2 мл пресной воды, 5 мл первого осадкогелеообразующего состава, 2 мл пресной воды, 5 мл раствора хлористого или гидроксохлористого алюминия, 2 мл пресной воды, 20 мл сточной воды. Остаточную проницаемость определяли при фильтрации сточной воды в прямом и обратном направлениях. Степень снижения проницаемости образцов характеризует эффективность применяемого способа закачивания растворов.

Кроме жидкого стекла могут быть применены растворы гидроокиси аммония или натрия в смеси с полиакриламидом. Эффективность последовательной фильтрации алюмохлорида и сточной воды за растворами гидроокиси аммония или натрия составляет 6-14% по сравнению с изветсными методами (Патент России N 2004782 Е 21 В 43/22) (опыты 19-22).

Наилучшие результаты получены при фильтрации глинистой суспензии, содержащей 4% жидкого стекла или гидроокиси натрия, эффективность предлагаемого способа с 6% глинистой суспензией достигает 8-9% (опыты 23, 24, 27, 28), при концентрации глинопорошка 12% в растворе жидкого стекла эффект по снижению проницаемости составляет 13% (опыты 25, 26). Сравнение опытов 23-26 и 29-32 показывает, что предлагаемый способ позволяет значительно увеличить эффективность снижения проницаемости обводненного пласта путем закачивания глинистой суспензии, содержащей незначительную долю реагентов.

Способ осуществляют следующим образом.

Пример 1. Опытный участок залежи нефти представлен угленосным горизонтом СI и СII с песчаным коллектором. Эксплуатация участка осуществляется 2 нагнетательными и 10 добывающими скважинами. Глубина залежи 1639-1631 м. Приемистость нагнетательных скважин при 10,2 МПа составляет 380 и 620 м³/сут. Обводненность продукции добывающих скважин составляет 79-93% дебит по нефти 1,5-37,8 м³/сут.

В каждую нагнетательную скважину последовательно закачивают 8 м³ глинистого раствора на пресной воде плотностью 1200 кг/м³, 12 м³ водного раствора, содержащего 21% гидроокиси натрия и 14% силиката натрия, 24 м³ минерализованной воды плотностью 1178 кг/м³.

За 7 мес после закачивания реагентов снижение обводненности продукции добывающих скважин составило 0,6-2,1% или в среднем 0,7% по участку, объем попутнодобываемой воды уменьшился на 89498 м³, за счет применения технологии дополнительно добыто 2988,8 т нефти.

Пример 2. Объектом испытания выбран песчаник угленосного горизонта, эксплуатируемый 1 нагнетательной и 6 добывающими скважинами. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1347,2-1352,4 м. Средняя толщина пласта 5,2 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м³, приемистость скважины при 9,5 МПа 535 м³/сут, проницаемость пласта 0,18-0,22 мкм², пористость 0,23-0,26, обводненность продукции добывающих скважин 92-96% дебит по нефти 0,6-1,7 м³/сут.

После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 м³ пресной воды, за ним 24 м³ щелочной суспензии, содержащей 8,5% силиката натрия и 6% глинопорошка, еще 3 м³ пресной воды. Процесс улучшения вытеснения нефти достигается последующим закачиванием 2,3 м³ 27% -ного раствора алюмохлорида и 20 м³ сточной воды плотностью 1118 кг/м³. Растворы продавливают 15 м³ сточной водой. Объем закачиваемых растворов составляет около 0,013 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч для реагирования.

В течение 2 мес обводненность продукции 5 добывающих скважин снизилась до 63-87% у 1 скважины до 47% дебит по нефти 2 скважин не изменился, 3 скважин увеличился до 4,1-13,6 м³/сут, 1 скважины с 1,3 м³/сут достиг 19,2 м³/сут. Приемистость нагнетательной скважины осталась на прежнем уровне.

Пример 3. Пласт Д1 эксплуатируется 3 добывающими и 1 нагнетательной скважиной. Глубина залегания 1472-1485 м, эффективная толщина пласта 6,7 м. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1473,2-1478,2. Плотность закачиваемой воды 1156 кг/м³, приемистость скважины при 10,5 МПа 243 м³. Проницаемость 0,37-0,45 мкм², пористость 0,22-0,28. Обводненность продукции добывающих скважин 96-98% дебит по нефти 1,3-4,5 м³/сут.

В нагнетательную скважину последовательно закачивают 3 м³ пресной воды, 32 м³ 9,5%-ного раствора силиката натрия. 3 м³ пресной воды, 3 м³ 27%-ного раствора гидроксохлористого алюминия, 40 м³ сточной воды плотностью 1156 кг/м³. Объем закачанных в пласт растворов составляет 0,017 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч для реагирования.

После закачивания растворов в течение 1 мес обводненность продукции 2 добывающих скважин снизилась на 28 и 37% снижение обводненности 1 скважины к концу 2 мес достигло 48% Дебит по нефти 2 скважин увеличился в 1,5 и 12,4 раза. Дебит 3 скважины остался неизменным. Приемистость нагнетательной скважины после закачивания реагентов снизилась на 25% и в течение 1 мес восстановилась полностью.

Пример 4. Участок залежи эксплуатируется 1 добывающей и нагнетательной скважиной. Залежь представлена песчанником пласта СП, глубина залежи 1758-1764 м, проницаемость 0,24-0,26. Приемистость нагнетательной скважины при 9,4 МПа 670 м³/сут. Плотность закачиваемой воды 1104 кг/м³. Обводненность продукции добывающей скважины 86% дебит по нефти 5,6 м³/сут.

В нагнетательную скважину закачивают 3 м³ пресной воды, 36 м³ щелочной глинистой суспензии, содержащей 6% глинопорошка, 4% гидроокиси натрия, 3 м³ пресной воды, 40 м³ сточной воды плотностью 1104 кг/м³. Объем закачанных растворов составляет 0,014 объема пор. Скважину останавливают на 72 ч.

Снижение обводненности продукции добывающей скважины составило 8% дебит по нефти достиг 17,2 м³/сут.

Примеры осуществления способа приведены в таблице.

Концентрированные растворы с суммарным объемом используемых жидкостей до 100 м³ могут закачиваться непосредственно из автоцистерн, большие объемы разбавленных растворов закачиваются с помощью существующего оборудования КНС.

Способ может применяться с самого начала процесса заводнения, но наиболее подходящими объектами являются залежи с обводненностью продукции более 80% и коэффициентом текущей нефтеотдачи менее 0,7. При приемистости скважин более 500 м³ /сут в качестве первой порции применяются насыщенные растворы соединений металлов первой группы в смеси с 5-25% глинистой суспензией, при меньшей приемистости применяются более разбавленные растворы, при менее 500 м³/сут регулирование фронта вытеснения целесообразно осуществить с растворами меньшей концентрации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам разработки нефтяного пласта, снижающим проницаемость обводненных пластов и вовлекающих в разработку менее обводненные пласты или части пласта. Задачей изобретения является снижение проницаемости обводненного пласта. Сущность изобретения заключается в том, что в обводненный пласт закачивают щелочной реагент, минерализованную воду, проводят закачку глинистого раствора, в качестве щелочного реагента используют соединения металлов первой группы, при этом глинистый раствор подают в смеси со щелочным реагентом, а непосредственно после закачки щелочного реагента подают раствор хлористого или гидроксихлористого алюминия. Данный способ разработки может применяться с самого начала процесса заводнения, но наиболее подходящими объектами являются залежи с обводненностью 80 и более процентов и коэффициентом текущей нефтеотдачи менее 0,7. Способ позволяет снизить обводненность продукции на 19-49%. Применение глинистой суспензии уменьшает расход реагентов в 5-7 раз, при получении аналогичного технологического эффекта - чем достигается существенный экономический эффект. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку раствора наполнителя, щелочного реагента и минерализованной воды, отличающийся тем, что в качестве раствора наполнителя используют глинистый раствор, а в качестве щелочного реагента раствор соединений металлов первой группы. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что глинистый раствор подают в смеси с щелочным реагентом. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что непосредственно после закачки щелочного реагента подают раствор хлористого или гидроксохлористого алюминия. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что глинистый раствор, щелочной реагент и минерализованную воду закачивают последовательно.