СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи заводнением, суть которого заключается в закачке ПАВ определенной концентрации /1/.

Недостатком данного способа является низкий охват пластов воздействием в случае неоднородности пласта.

Наиболее близким к заявляемому является способ заводнения нефтяного пласта, включающий предварительную закачку в пласт полимера и последующую закачку вытесняющего агента /2/.

Недостатком данного способа является неэффективность применения его на поздней стадии разработки в пластах неоднородных по проницаемости и с низкой минерализацией воды, так как не происходит сшивки полимера и, следовательно, эффекта изоляции.

Задачей изобретения является снижение отборов воды и увеличение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающем последовательную закачку через нагнетательные скважины изолирующего материала, обеспечивающего выравнивание профиля приемистости, и вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины, на участке залежи, выбранном под закачку, выявляют коллекторские свойства пластов и для изоляции высокопроницаемых промытых зон используют полимердисперсные системы, для трещиноватого коллектора - гелеобразующие составы, полностью закупоривающие трещины и препятствующие прохождению через них вытесняющего агента, а для коллекторов, имеющих низкую или среднюю проницаемость, используют растворы неорганических солей и щелочей, образующих осадки в результате их взаимодействия в процессе совместной или последовательной закачки в пласт, при этом вытесняющий агент имеет вязкость, превышающую вязкость нефти в пластовых условиях и межфазное натяжение, не выше 2,5 мН/м и закачивают его в объеме 20 - 30 тыс.м³ с кустовой насосной станции
В качестве вытесняющего агента используют ПАВ.

Вытесняющий агент содержит в качестве поверхностно-активного вещества моющее детергентное средство МДС и загуститель с тем, чтобы вязкость раствора превышала вязкость нефти в пластовых условиях. Для загущения раствора можно использовать любой водорастворимый полимер.

Для эффективного вытеснения остаточной нефти агент должен иметь низкое межфазное натяжение, не превышающее 2,5 мН/м.

Изоляцию зон с высокой приемистостью осуществляют используя полимердисперсные системы, обладающие высокой закупоривающей способностью.

Для изоляции коллекторов, имеющих низкую или среднюю проницаемость, через нагнетательные скважины закачивают растворы неорганических солей и щелочей, образующих мелкодисперсные нерастворимые осадки.

В завершение мероприятий, по мере необходимости, проводится тампонирование системы трещин закачкой малообъемных оторочек гелеобразующего состава, закупоривающего трещины и препятствующего прохождению через них вытесняющего агента.

Суть способа заключается в следующем: проводят гидродинамические исследования залежи, выделяют пласты и зоны с низкой, средней и высокой проницаемостью на участке залежи, выбранного для закачки вытесняющего агента.

На первом этапе в нагнетательные скважины закачивают малообъемные оторочки 500 - 1000 м³ полимердисперсного состава, обладающего высокой закупоривающей способностью, с целью тампонирования высокопроводящих каналов и перераспределения кинематики потоков в неоднородном пласте. При наличии трещин закачивают малообъемные оторочки гелеобразующего состава, прочно закупоривающего трещины и препятствующего фильтрации вытесняющего агента.

На втором этапе устанавливают режим закачки, препятствующий образованию систем трещин в пласте. Для этой цели в пласт закачивают водные растворы неорганических солей и щелочей, в результате взаимодействия которых образуются нерастворимые осадки. Вязкость растворов близка к вязкости воды и составляет 1,5 - 8 мПа•с, поэтому растворы легко фильтруются в низкопроницаемый коллектор. В зависимости от геологической характеристики пластов: мощности, простиранию, неоднородности проницаемости и многослойности пласта, выбирается концентрация рабочих растворов, способ и последовательность закачки. Для изоляции удаленных зон пласта с низкой проницаемостью вначале закачивают растворы с низкой концентрацией с постепенным увеличением концентрации рабочих растворов до заданной величины фильтрационного сопротивления.

После изоляции гидропроводных зон пласта осуществляют широкомасштабное воздействие на пласт путем закачки через КНС 8 - 10% объемов порового пространства оторочек нефтевытесняющей композиции, сочетающей полимерное заводнение в нефтеотмывающих растворах в течение времени, предусмотренном технологией на конкретном участке.

Основным критерием при выборе полимера для осуществления технологии является низкая термическая деструкция и адсорбция на горной породе. Вязкость вытесняющего раствора должна превышать вязкость нефти в пластовых условиях.

Для снижения адсорбции ПАВ на горной породе закачку его в пласт производят совместно с щелочным раствором. В предлагаемом способе в качестве отмывающего раствора используют детергентное средство МДС, выпускаемое по ТУ 12 РФ 938 - 95, состоящее из щелочи и ПАВ. МДС представляет собой белый кристаллический порошок, включающий в себя ПАВ и щелочь, хорошо растворимый в воде и поэтому более удобный для применения в промысловых условиях при широкомасштабном воздействии на пласт.

Лабораторные исследования по изучению фильтрационных характеристик и вытеснения нефти водой, растворами полимеров, растворами МДС проводились применительно к условиям продуктивных пластов Самотлорского месторождения по общепринятой методике. Эффект от применения водного раствора полимера и водных растворов МДС определялся методом доотмыва остаточной нефти после предварительного вытеснения нефти из модели подтоварной водой (со средней минерализацией 17 г/л). Начальная нефтенасыщенность создавалась методом центрифугирования. Остаточная нефтенасыщенность определялась ретортным методом.

Условия испытаний.

Температура - 60^oC
Горное давление - 350 атм
Пластовое давление - 150 атм
Вязкость модели нефти - 1,14 спз
Вытесняющий агент - Подтоварная вода, растворы ПАА, растворы МДС
Режим вытеснения - 2 - 11 см³/ч
Начальная нефтенасыщенность образцов керна - 70 - 75%.

По ходу эксперимента замеряют объем вытесненной нефти и воды и перепад давления в пористой среде. При последовательной закачке растворов полимера и раствора МДС происходит их смешение и частичное смешение с подтоварной водой.

Технологические параметры вытесняющего агента приведены в табл. 1.

Результаты исследования представлены в табл. 2, из которой видно, что закачка вытесняющего агента, содержащего полимерный и отмывающий раствор, увеличивает коэффициент вытеснения нефти на 2,9 - 9.1%. Максимальный эффект достигается в том случае, если вначале прокачивается раствор полиакриламида (опыт 3), при закачке которого повышается фильтрационное сопротивление и, следовательно, охват пласта воздействием. При дальнейшей закачке отмывающего раствора он будет фильтроваться по тому же профилю, отмывая пленочную нефть и дополнительно увеличивая коэффициент нефтеотдачи.

Как известно, коэффициент нефтеотдачи определяется как произведение коэффициента охвата пластов заводнением и коэффициента вытеснения нефти.

Эффективность предлагаемого способа обусловлена тем, что при его реализации в первую очередь увеличивается коэффициент охвата пластов заводнением на обширном участке нефтеносной залежи в результате изоляции водопроводящих зон и значительно (до 9%) повышается коэффициент вытеснения нефти в процессе закачки через КНС вытесняющего агента, вязкость которого превышает вязкость нефти в пластовых условиях, и показатель межфазного натяжения на границе с нефтью и с водой имеет низкие значения. В целом отмывающая способность вытесняющего агента составляет 57 - 65%.

Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N1645473, E 21 В 43/22, 1991г.

2. Патент РФ N 2079641, E 21 В 43/22, 1997 г. - прототип.

Использование: в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин. Обеспечивает снижение отборов воды и увеличение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: по способу последовательно закачивают через нагнетательные скважины изолирующий материал, обеспечивающий выравнивание профиля приемистости, и вытесняющий агент. Для этого на участке залежи под закачку выявляют коллекторские свойства пластов. Для изоляции высокопроницаемых зон используют полимердисперсные системы. Для трещиноватого коллектора - гелеобразующие составы, полностью закупоривающие трещины и препятствующие прохождению вытесняющего агента. Для коллекторов низкой или средней проницаемости используют растворы неорганических солей и щелочей, образующих осадки в результате их взаимодействия. Вытесняющий агент имеет вязкость, превышающую вязкость нефти в пластовых условиях и межфазное натяжение не выше 2,5 мН/м. Закачивают его в объеме 20-30 тыс.м³ с кустовой насосной станции. 2 з.п.ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины изолирующего материала, обеспечивающего выравнивание профиля приемистости, и вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что на участке залежи, выбранном под закачку, выявляют коллекторские свойства пластов и для изоляции высокопроницаемых промытых зон используют полимердисперсные системы, для трещиноватого коллектора - гелеобразующие составы, полностью закупоривающие трещины и препятствующие прохождению через них вытесняющего агента, а для коллекторов, имеющих низкую или среднюю проницаемость, используют растворы неорганических солей и щелочей, образующих осадки в результате их взаимодействия в процессе совместной или последовательной закачки в пласт, при этом вытесняющий агент имеет вязкость, превышающую вязкость нефти в пластовых условиях и межфазное натяжение, не выше 2,5 мН/м и закачивают его в объеме 20 - 30 тыс.м³ с кустовой насосной станции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве вытесняющего агента используют ПАВ. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что вытесняющий агент в качестве ПАВ содержит моющее детергентное средство и загуститель.