СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородного нефтяного пласта заводнением.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее нагнетание вытесняющего агента [1].

Недостатком известного способа является низкая эффективность изоляции из-за неполного осаждения глинистых частиц.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного поликариламида с молекулярной массой (0,9 - 14) • 10⁶ и степенью гидролиза 5 - 30% и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесняющего агента и отбор нефти [2].

При реализации известного способа происходит более полное осаждение глинистых частиц в крупных порах пласта, однако эффективность способа остается невысокой вследствие малой глубины обработки призабойной зоны. В связи с этим нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи за счет более глубокой обработки призабойной зоны скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающего заводнение, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесняющего агента и отбор нефти, согласно изобретению соотношение объемов закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии устанавливают эквивалентными, между закачкой водного раствора частичного гидролизованного полиакриламида и закачкой глинистой суспензии закачивают воду в объеме 5 - 10% от объема закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, после закачки глинистой суспензии проводят технологическую выдержку в течение 8 - 60 ч, а закачку вытесняющего агента проводят с увеличенным давлением, соответствующим приемистости скважины до обработки.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Заводнение.

2. Последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии.

3. Последующее нагнетание вытесняющего агента.

4. Отбор нефти.

5. Установление эквивалентного соотношения объемов закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии.

6. Закачка воды между закачкой водного раствора гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензией.

7. Объем закачки воды 2 - 10% от объема закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида.

8. Проведение технологической выдержки после закачки глинистой суспензии.

9. Продолжительность технологической выдержки 8 - 60 ч.

10. Закачка вытесняющего агента с увеличенным давлением, соответствующим приемистости скважины до обработки.

Признаки 1 - 4 являются общими с прототипом, признаки 5 - 10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Задача увеличения нефтеотдачи заводненного нефтяного пласта решается введением в промытые высокопроницаемые зоны полиакриламида и глины, закупориванием этих зон и закачкой впоследствии вытесняющего агента, который будет обходить закупоренные зоны по непромытым нефтенасыщенным зонам и вытеснять из них нефть к добывающим скважинам.

Увеличению глубины проникновения закупоривающих агентов способствует назначение эквивалентного (одинакового) соотношения объемов закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, применении буферной закачки воды в объеме 5 - 10% от объема водного раствора частично гидролизованного полиакриламида. При этом компоненты не реагируют до достижения заданной глубины, а начинают реагировать с высаждением глины в ходе технологической выдержки. Достигается глубокая и прочная кольматация высокопроницаемых зон пласта. Высокая прочность тампонирования позволяет увеличить давление закачки вытесняющего агента без опасения разрушения тампона.

Вследствие этого вытесняющий агент под большим давлением проникает в поры с наименьшими размерами и вытесняет оттуда нефть. Нефтеотдача залежи увеличивается.

Способ осуществляют следующим образом.

В нагнетательную скважину после заводнения закачивают в последовательно чередующемся режиме 0,001 - 0,05%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, воду в объеме 5 - 10% от объема закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, глинистую суспензию в объеме, равном объему водного раствора частично гидролизованного полиакриламида. Проводят технологическую выдержку в течение 8 - 60 ч и закачивают вытесняющий агент (воду) с давлением, обеспечивающим приемистость скважины до обработки.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: размеры залежи 25 х 10 км, проницаемость низкопроницаемых зон 10 мД, высокопроницаемых - 100 мД, пористость 11%, нефтенасыщенность 72%, давление насыщения 4,4 МПа, газовый фактор 11,9 м³/т, плотность нефти 860 кг/м³, вязкость нефти 11,9 мПа•с, сера 2,5%, асфальтены 5,6%, парафины 3,8%, пластовая температура 35^oC, толщина пласта 15 м, глубина пласта 1100 м, пластовое давление 11 МПа. Залежь разрабатывают заводнением, при этом отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают воду в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины. Через 20 лет разработки обводненность добываемой продукции достигла 65 0 70%. Для обработки выбирают нагнетательную скважину, расположенную вблизи добывающих скважин с максимальной обводненностью добываемой продукции. Приемистость скважины 500 м³/сут. Через нагнетательную скважину закачивают в пласт 150 м³ 0,05%-ного водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, 11 м³ воды, 150 м³ глинистой суспензии плотностью 1050 кг/м³. Давление нагнетания 12 МПа на устье скважины. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч, после чего возобновляют закачку воды в качестве рабочего агента под давлением на устье 15 МПа, что обеспечивает приемистость скважины 500 м³/сут (давление закачки до обработки составляло 9 МПа). Продолжают процесс разработки залежи. Через 1,5 месяца отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 45% при сохранении их дебита.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Через нагнетательную скважину с приемистостью 450 м³/сут закачивают в пласт 100 м³ 0,07%-ного водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, 5 м³ воды, 100 м³ глинистой суспензии плотностью 1020 кг/м³. Проводят технологическую выдержку в течение 8 ч, после чего возобновляют закачку пластовой воды в качестве рабочего агента под давлением на устье 14,5 МПа, что обеспечивает приемистость скважины 450 м³/сут (давление закачки до обработки составляло 9 МПа). Через 1 месяц отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 35% при сохранении их дебита.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Через нагнетательную скважину с приемистостью 600 м³/сут закачивают в пласт 200 м³ 0,1%-ного водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, 20 м³ воды, 200 м³ глинистой суспензии плотностью 1080 кг/м³. Проводят технологическую выдержку в течение 60 ч, после чего возобновляют закачку воды в качестве рабочего агента под давлением на устье 15,5 МПа, что обеспечивает приемистость скважины 600 м³/сут (давление закачки до обработки составляло 8,5 МПа). Через 1,5 месяца отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 50% при сохранении их дебита.

Применение предложенного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить нефтеотдачу залежи на 2 - 3%.

Изобретение относится к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. При разработке пласта заводнением через нагнетательную скважину проводят последовательно чередующуюся закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии в эквивалентных объемах. Между этими объемами закачивают воду в объеме 5-10% от объема закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида. Проводят технологическую выдержку в течение 8 - 60 ч. Последующую закачку рабочего агента проводят с увеличенным давлением, соответствующим приемистости скважины до обработки. Через добывающие скважины отбирают нефть.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, последовательно чередующуюся закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесняющего агента и отбор нефти, отличающийся тем, что соотношение объемов закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии устанавливают эквивалентными, между закачкой водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и закачкой глинистой суспензии закачивают воду в объеме 2 - 10% от объема закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, после закачки глинистой суспензии проводят технологическую выдержку в течение 8 - 60 ч, а закачку вытесняющего агента проводят с увеличеннным давлением, соответствующим приемистости скважин до обработки.