СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений и может быть применимо для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в обводненный пласт щелочного отхода и водного раствора хлористого кальция (см. авт. свид. СССР N 962595, МКИ Е 21 В 43/32, публ. 1982 г.).

Известный способ обладает следующими недостатками: низким показателем прироста нефтеотдачи, недостаточной глубиной обработки пласта и низким фактором остаточного сопротивления.

Известен способ изоляции вод в скважинах, включающий закачку в обводненный пласт гидролизованного полиакриламида, силиката натрия и воды (см. авт. свид. СССР N 1329240, МКИ E 21 В 33/138, публ. 1995 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие низкого остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку растворов полимера и щелочи между закачками минерализованной воды (см. патент РФ N 2004782, МКИ E 21 В 43/22, публ. 1993 г.).

Известному способу присущи следующие недостатки: небольшая глубина проникновения и малая устойчивость к размыву образующегося в пласте осадка, недостаточно высокий показатель коэффициента прироста нефтеотдачи.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ разработки нефтяных месторождений, позволяющий за счет перераспределения фильтрационных потоков в обводненных пластах и вовлечения в разработку зон с высокой нефтенасыщенностью более полно извлекать нефть из неоднородных пластов.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяных месторождений, включающего заводнение, закачку водного раствора полиакриламида с щелочной добавкой и солевого раствора через нагнетательную скважину добычу нефти через добывающую скважину, причем в качестве щелочной добавки берут водный раствор силиката натрия, а солевой раствор содержит смесь водных растворов хлористого кальция и технического лигносульфоната.

В преимущественном варианте осуществления способа водный раствор полиакриламида и силиката натрия закачивают одновременно или последовательно.

При осуществлении способа используют:
полиакриламиды марок PDA-1020, PDA-1041, PDS-1030, DK Drill A-1, Accotrol S-622 и др., силикат натрия (Na₂SiO₃) - жидкое стекло - 30-50% водный раствор берут по ГОСТ 13079-81; технический лигносульфонат - по ТУ 81-04-225-79; хлористый кальций (CaCl₂) по ТУ 6-09-4711-81, ГОСТ 450-77.

При закачке в обводненные пласты водные растворы полиакриламида и силиката натрия проникают далеко в пласт в наиболее проницаемые зоны, затем при контакте с закачиваемым вслед водным раствором CaCl₂ с техническим лигносульфонатом происходит образование структурированной малорастворимой высоковязкой гелеобразной системы (СГС) в водонасыщенных высокопроницаемых зонах. При возобновлении заводнения вытесняется нефть из нефтесодержащих низкопроницаемых зон.

Подбором концентраций полиакриламида, силиката натрия, CaCl₂ и технического лигносульфоната регулируют объем и вязкость СГС. Создавая оторочку буферной жидкости между растворами полиакриламида с силикатом натрия и CaCl₂ с техническим лигносульфонатом регулируют глубину проникновения СГС в глубину пласта.

Рабочие концентрации закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность способа разработки нефтяных месторождений за счет перераспределения фильтрационных потоков в обводненных пластах созданием СГС и вовлечения в разработку зон высокой нефтенасыщенностью.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ разработки нефтяных месторождений в промышленных условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают отдельными оторочками с помощью насосного агрегата водные растворы полиакриламида 0,01 - 0,3% концентрации с силикатом натрия 0,2 - 5,0% концентрации и хлористого кальция 6,0 - 30,0% концентрации с техническим лигносульфонатом 2,5 - 15,0% концентрации. Закачку водных растворов полиакриламида и силиката натрия производят одновременно или последовательно. Соотношение между оторочками водных растворов полиакриламида с силикатом натрия и хлористого кальция с техническим лигносульфонатом составляет 1:1.

Закачку оторочек проводят в количестве 0,2 - 0,3 поровых объемов в 3 - 5 циклов. Далее возобновляют заводнение.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по показателям: величине осадка, образующегося при смешении закачиваемых реагентов, остаточному фактору сопротивления, приросту коэффициента нефтеотдачи.

В табл.1 приведены данные по величине осадка, образующегося при взаимодействии силиката натрия с хлористым кальцием и техническим лигносульфонатом, а в табл. 2 - данные по величине осадка. Образующегося при взаимодействии едкого калия с минерализованной водой, содержащей около 10% хлористого кальция.

Используемый в заявляемом способе и прототипе полиакриламид не участвует в процессе осадкообразования и служит для структурирования образуемого осадка и поддержания его в гелеобразном состоянии.

Как видно из данных, приведенных в табл. 1 и 2, при взаимодействии 0,25 - 5,0%-го силиката натрия с хлористым кальцием и техническим лигносульфонатом масса осадка составляет 0,07 - 2,27 г, а при взаимодействии 0,25 - 40,0%-го КОН с минерализованной водой - 0,027 - 1,308 г.

Остаточный фактор сопротивления определяют по изменению проницаемости при фильтрации закачиваемых реагентов через водонасыщенную модель пласта, представленного кварцевым песком различной проницаемости по формуле R_ост = R₂/R₁, где R₁, R₂ - проницаемость до и после закачки реагентов, соответственно, мкм².

По величине R_ост судят об изолирующих свойствах образующихся систем: чем больше R_ост, тем выше изолирующие свойства ее, и, соответственно, эффективнее способ разработки.

Результаты исследований приведены в табл. 3. При использовании заявляемого способа при различных объемах закачки воды остаточный фактор сопротивления составляет 2,2 - 10,6, а при использовании способа-прототипа - 1,2 - 6,2.

Для определения прироста коэффициента нефтеотдачи исследования проводят на модели пласта, состоящего из двух стеклянных трубок с общим входом. Кварцевый песок, которым набивают модель, подбирают так, чтобы смоделировать пласты с большей неоднородностью по проницаемости. Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью. Определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из пласта проводят до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка.

Для доказательства соответствия заявленного способа критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель пласта закачивают оторочки 0,1% водного раствора полиакриламида с добавлением в него 0,5% водного раствора силиката натрия и 5% водного раствора технического хлористого кальция с добавлением в него 15% водного раствора лигносульфоната. Общий объем закачанных реагентов составляет 30% объема пор. Закачанные реагенты продвигают по модели водой на 20% объема пор. Затем нагнетают воду до полной обводненности отбираемой продукции. Прирост коэффициента нефтеодтачи по пласту в целом составляет 47.9% (см. табл. 4, пример 1).

Пример 2. Проводят аналогично примеру 1. В качестве реагентов используют 0,3% водный раствор полиакриламида с добавлением в него 1% водного раствора силиката натрия и 30% водного раствора хлористого кальция с добавлением в него 15% водного раствора технического лигносульфоната. Прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту в целом составляет 51,3% (см. табл. 4, пример 2).

Пример 3. Проводят аналогично примеру 1. Только закачку 0,1% водного раствора полиакриламида и 0,5% водного раствора силиката натрия проводят последовательно, а хлористый кальций берут 15% концентрации, технический лигносульфонат - 15% концентрации. Прирост коэффициента нефтеотдачи составляет 41,3%.

Пример 4 (прототип). В модель пласта последовательно закачивают минерализованную воду в количестве 10% объема пор, затем 0,1% водный раствор полиакриламида с добавлением в него 0,2% едкого калия, далее возобновляют закачку минерализованной воды. Общий объем закачанных реагентов 30% объема пор. Затем нагнетают воду до полной обводненности отбираемой продукции. Прирост коэффициента нефтеотдачи по пласту составляет 34,2%.

Представленные результаты показывают высокую эффективность заявляемого способа, увеличение коэффициента нефтеотдачи в среднем на 7,1 - 17,1% достигается за счет образования вязкой структурообразующей массы и при дальнейшей фильтрации подключения в разработку низкопроницаемого пропластка.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Способ разработки нефтяных месторождений включает заводнение, закачку водного раствора полиакриламида со шелочной добавкой и солевого раствора через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, при этом в качестве шелочной добавки берут водный раствор силиката натрия, а солевой раствор содержит водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната. Способ разработки нефтяных месторождений позволяет за счет перераспределения фильтрационных потоков в обводненных пластах и вовлечения в разработку зон с высокой нефтенасышенностью более полно извлекать нефть из неоднородных пластов. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий заводнение, закачку водного раствора полиакриламида со щелочной добавкой и солевого раствора через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве щелочной добавки берут водный раствор силиката натрия, а солевой раствор содержит водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водные растворы полиакриламида и силиката натрия закачивают одновременно или последовательно.