СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки и снижению обводненности добывающих скважин.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла и водного раствора щелочи [1].

Недостатком данного способа является то, что он не обеспечивает продолжительного срока изоляции, так как в результате взаимодействия указанных реагентов образуется мелкодисперсный, не имеющий адгезии к горной породе, осадок гидроокиси алюминия, который может быть быстро вымыт нагнетаемыми водами.

Наиболее близким к заявляемому решению является способ разработки нефтяной залежи, включающий изучение разреза пласта, выделение одноименных по геолого-физическим характеристикам пластов в добывающих и нагнетательных скважинах и проведение в них одновременной обработки призабойной зоны [2].

Недостатком данного способа является то, что он носит общий характер и в нем отсутствует решение конкретной технологической проблемы, в частности снижение обводненности добываемой продукции при эксплуатации месторождений на поздней стадии их разработки.

Задача изобретения - повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции за счет изоляции выработанных высокопроницаемых пластов и подключения к разработке низкопроницаемых пластов.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающем одновременную изоляцию одноименных выработанных пропластков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах для снижения обводненности добываемой продукции в добывающие скважины закачивают изолирующий гелеобразующий состав, включающий силикат натрия, соляную кислоту и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия (калия) - 3 - 10
Соляная кислота - 3 - 5
Вода - Остальное
а для изоляции трещиноватых и высокопроницаемых промытых зон пласта с целью увеличения фильтрационного сопротивления и охвата пласта воздействием в нагнетательные скважины закачивают осадкообразующий состав, включающий силикат натрия, хлорид аммония (кальция, алюминия) и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия - 5 - 20
Хлорид аммония - 1 - 20
Вода - Остальное
В заявляемом способе предлагается перед закачкой изолирующего состава в добывающие скважины продавливать гидрофобизатор в объеме, в два раза превышающем объем изолирующего материала, для создания дополнительного сопротивления при фильтрации воды и улучшения проницаемости углеводородной фазы пластового флюида.

Сущность изобретения заключается в следующем: чтобы подключить к разработке ранее не охваченные нефтенасыщенные зоны пласта, необходимо изолировать наиболее обводнившиеся высокопроницаемые пласты (пропластки), для этого проводят комплекс мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

На месторождениях проводят стандартные гидродинамические и геофизические исследования и по их результатам выделяют наиболее обводнившиеся участки, на которых добывающие и нагнетательные скважины имеют гидродинамическую связь между собой, т.е. закачиваемый в нагнетательные скважины вытесняющий агент движется по пропластку или участку пласта, из которого происходит отбор продукции добывающими скважинами.

На участке одновременно останавливают нагнетательные и добывающие скважины и проводят изоляционные работы путем закачки в обводнившийся интервал добывающей скважины изолирующего состава, в качестве которого используют кислый гель на основе силиката натрия. Рекомендуемый состав имеет регулируемое время гелеобразования в широком интервале температур, образует прочный гель, не разрушающийся при продолжительном механическом воздействии, в отличие от хрупких щелочных силикатных гелей, распадающихся на воду и осадок. Обладает адгезией к горной породе. Физико-химические свойства кислого геля представлены в таблице.

Одновременно с изоляцией вод в добывающих скважинах проводят выравнивание профиля приемистости одноименного пласта путем закачки осадкообразующего состава через нагнетательные скважины для увеличения фильтрационного сопротивления и охвата пласта воздействием и в результате этого вовлечение в разработку ранее неработающих зон пласта.

Для регулирования профиля приемистости используют различные дисперсные системы или растворы, при взаимодействии которых выпадает осадок, но лучший результат получен при использовании в качестве осадкообразующей системы раствора силиката натрия и раствора хлорида аммония.

Изолирующие составы, применяемые для осуществления технологического процесса по предлагаемому способу, отличаются простотой приготовления, минимальным количеством компонентов.

Силикат натрия, хлорид аммония, соляная кислота не дефицитны и экологически чисты.

Пример. Аганское месторождение нефти в Нижневартовском районе разрабатывается с использованием внутриконтурного заводнения. Основной продуктивный пласт БВ₈ залегает на глубине 2300 м, температура пласта 75^oC. Мощность продуктивного пласта 10 м. Скважины перфорированы на всю мощность пласта. В настоящее время обводненность добывающей продукции составляет 87,5%.

Продуктивный пласт БВ₈ эксплуатируется через 494 добывающие скважины, в через 144 нагнетательные скважины проводится закачивание воды для поддержания пластового давления.

Для проведения технологического процесса по предлагаемому способу на данном месторождении были проведены геофизические исследования и выбран участок, на котором расположено несколько добывающих и нагнетательных скважин, имеющих сопоставимые характеристики по пластовым условиям.

В обводненные добывающие скважины закачали по 100 м³ гидрофобизатора, затем в пласт закачали 40 - 50 м³ гелеобразующего состава, приготовленного на поверхности, который проталкивался в пласт гидрофобизатором в объем 20 - 30 м³, после этого скважины останавливали для гелеобразования на 36 ч.

Одновременно в нагнетательные скважины закачали по 100 - 150 м³ осадкообразующего состава и продавили в пласт 60 - 80 м³ воды. После выдержки в течение 24 ч их запустили в работу одновременно с добывающими скважинами.

В результате промытые зоны в продуктивном пласте были перекрыты экраном, вытесняющий агент двигался в пласте по новым каналам, вытесняя нефть, что обеспечило снижение обводненности скважин с 80 - 90 до 55 - 60%.

По способу разработки нефтяной залежи определяют одноименные выработанные пропластки как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Одновременно в добывающие скважины закачивают изолирующий гелеобразующий состав, а в нагнетательные скважины - осадкообразующий состав. Изобретение решает задачу повышения нефтеотдачи пласта и снижения обводненности добываемой продукции. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающий одновременную изоляцию одноименных выработанных пропластков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, отличающихся тем, что в добывающие скважины закачивают изолирующий гелеобразующий состав, а в нагнетательные скважины для выравнивания профиля приемистости закачивают осадкообразующий состав. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве изолирующего гелеобразующего состава используют силикат натрия, соляную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия - 3 - 10
Соляная кислота - 3 - 5
Вода - Остальное
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве осадкообразующего состава используют силикат натрия, хлорид аммония и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия - 5 - 20
Хлорид аммония - 1 - 20
Вода - Остальное