СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных реагентов (ПАВ).

Недостатком известного способа разработки нефтяных месторождений с обработкой нагнетательных скважин неионогенными ПАВ [1] является его невысокая эффективность вследствие высокой адсорбции реагента на породе пласта и химической нестабильности в пластовых условиях [2].

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора смеси неионогенного ПАВ АФ_9-12 и кубового остатка производства синтетического глицерина "Полиглицерин" и добычу нефти через добывающие скважины [3].

Недостатком известного способа является невысокая эффективность, проявляющаяся низкими приростами коэффициента вытеснения нефти, мало зависящими от величины проницаемости пористой среды, обрабатываемой водным раствором смеси НПАВ и "Полиглицерина", и увеличения охвата пласта.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки нефтяного месторождения за счет увеличения коэффициента вытеснения и охвата пласта воздействием путем правильного выбора нагнетательных скважин для обработки водным раствором смеси ПАВ и "Полиглицерина".

Поставленная задача решается тем, что предварительно проводят геолого-промысловые исследования скважин, и закачку водного раствора смеси ПАВ и "Полиглицерина" проводят на участках с величиной проницаемости пористой среды более 11 мкм², причем предварительно в нагнетательные скважины закачивают водный раствор хлористого кальция или катионоактивного соединения, а в качестве ПАВ используют анионоактивные (АПАВ).

Авторами в процессе экспериментов неожиданно установлено, что имеется интервал проницаемостей пористой среды, в котором обработка нагнетательных скважин водным раствором смеси анионоактивного ПАВ и "Полиглицерина" намного эффективнее (фиг. 1), чем на участках с другими величинами проницаемости пористой среды. А именно: на участках с величиной проницаемости выше 0,11 мкм² эффективность обработки резко падает, в то же время проблема вовлечения в разработку подобных высокопроницаемых участков за счет увеличения охвата пласта воздействием и коэффициента вытеснения весьма актуальна.

Авторами установлено, что в таких условиях эффективна предварительная обработка нагнетательных скважин водным раствором хлористого кальция или катионоактивного соединения - ЛПЭ-11, ВПК- 402, катамин и пр. В качестве анионоактивных ПАВ (АПАВ) могут быть использованы, например, нейтрализованный кислый гудрон, эмульгатор "Прогресс", нефтяные сульфонаты и т.п. Техническая сущность предлагаемого способа заключается в том, что закачка предварительной оторочки хлористого кальция или катионактивного соединения позволяет понизить проницаемость пористой среды при последующей закачке композиции АПАВ и "Полиглицерина" за счет протекающего процесса осадкообразования. При этом возрастают как фактор сопротивления, так и остаточный фактор сопротивления, который во всех опытах с использованием в качестве осадкообразователя катионактивного соединения или хлористого кальция оказался больше единицы. Таким образом, предложенный способ позволяет увеличить и коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата пласта воздействием при проницаемостях пористой среды выше 0,110 мкм²
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Геологопромысловые исследования скважин и выбор под обработку нагнетательных скважин, расположенных на участках с проницаемостью пористой среды более 0,11 мкм²
2. Закачка в выбранные нагнетательные скважины водного растора хлористого кальция или катионоактивного соединения.

3. Закачка в выбранные нагнетательные скважины водного раствора смеси АПАВ и "Полиглицерина".

4. Добыча нефти через добывающие скважины.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения моделировался в диапазоне проницаемостей пористой среды от 0.02 до 0.185 мкм².

Концентрация АПАВ в водном растворе смеси с "Полиглицерином" (2-2.5 мас. %) составляла: 5 мас.% - для нейтрализованного кислого гудрона (Ярославского НПЗ) и 0.5 мас.% для "Прогресса". Объем оторочки композиции АПАВ с "Полиглицерином" - 0.5 V_п., объем оторочки осадкообразователя - 0,1 V_п.

Результаты экспериментов по определению прироста коэффициента вытеснения представлены в таблице и на фиг. 1.

Пример конкретного осуществления способа
По участку пласта Б₃ горизонта Д₁ Куакбашской площади Ромашкинского месторождения (фиг. 2) по данным гамма-каротажа (ГК) и нейтронного гамма-каротажа (НГК) определяют проницаемости по всем нагнетательным скважинам. Из 17 нагнетательных скважин выбирают 13: скв. 24415 (258 мД), 36617 (310 мД), 24416 (329 мД), 24417 (219 мД), 12999 (330 мД), 24421 (637 мД), 24418 (566 мД), 3614 (195 мД), 10323a (713 мД), 10482 (207 мД), 10308 (409 мД), 3612 (396 мД), 489 (305 мД) - для проведения закачки 0,1 V_п осадителя (хлористый кальций, 10%) и 0,5 V_п водного раствора смеси АПАВ (реагента "Прогресс", 0,5%) и "Полиглицерина" (2,5%). В результате закачки получено 14240 т дополнительной нефти.

Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации
1.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: Недра, 1985.

2. О химической стабильности неионогенных поверхностно-активных веществ в пластовых условиях при нефтевытеснении/ Р.Н.Фахретдинов, К.С.Фазлутдинов, Р.Ф.Нигматуллина, Т.Д.Алибаева// АН СССР.-1988.- Т.301.-N2.-С.355-358.

3. Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи.-Нефтяное хозяйство, 1992, N6, стр.49.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных реагентов (ПАВ). Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения коэффициента вытеснения и охвата пласта воздействием путем правильного выбора нагнетательных скважин для обработки водным раствором смеси ПАВ и "Полиглицерина". В способе разработки нефтяного месторождения предварительно проводят геолого-промысловые исследования скважин, закачку водного раствора смеси ПАВ и "Полиглицерина" проводят на участках с величиной проницаемости пористой среды более 0,11 мкм², причем предварительно в нагнетательные скважины закачивают водный раствор хлористого кальция или катионоактивного соединения, а в качестве ПАВ используют анионоактивные. 1 табл., 2 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательные скважины водного раствора смеси ПАВ и кубового остатка производства синтетического глицерина "Полиглицерин" и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно проводят геологопромысловые исследования скважин и закачку водного раствора смеси ПАВ и "Полиглицерина" проводят на участках с величиной проницаемости пористой среды более 0,11 мкм², причем предварительно в нагнетательные скважины закачивают водный раствор хлористого кальция или катионоактивного соединения, а в качестве ПАВ используют анионоактивные.