СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке неоднородной нефтяной залежи и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов разной проницаемости.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора полимера и вытесняющего агента (1).

По этому способу предполагается, что нагнетаемый в пласт водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные зоны нефтяной залежи и закупоривает их, а вытесняющий агент, например вода, вытесняет нефть из необводненных участков пласта.

Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается полный охват залежи воздействием.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину водоизолирующих материалов и вытесняющего агента и отбор нефти через добывающую скважину (2).

Способ предусматривает последовательную закачку в обводненную залежь в качестве водоизолирующих материалов частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии.

Недостатком данного способа является ограниченность его применения из-за того, что он также не обеспечивает полный охват залежи воздействием (при широком спектре неоднородности залежи), а также большой расход материалов и отсутствие возможности контроля за технологическим процессом.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности увеличения охвата воздействием (изоляции водопритоков) неоднородной залежи, снижение расхода материалов и возможность контроля за технологическим процессом при закачке водоизолирующих материалов, а также снижение себестоимости добываемой нефти и возможность изменения технологии изоляционных работ в процессе разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки неоднородной нефтяной залежи, включающему последовательную закачку водоизолирующих композиций и вытесняющего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти из одной, по меньшей мере, добывающей скважины, согласно изобретению вначале закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент до обводнения нефти, отбираемой из добывающей скважины, не более чем на 5%, фиксируют этот дебит нефти и принимают его за базовый, а затем закачивают водоизолирующие композиции, в качестве которых принимают раствор полимера, гелеобразующую композицию с начальной вязкостью не менее 3 МПа с и углеводородную эмульсию, при этом каждую из водоизолирующих композиций периодически закачивают в течение времени, когда наблюдают дебит нефти сверх базового с начальным его приростом сверх базового дебита и последующим снижением на 85 - 95% от отмеченного прироста; после закачки последней водоизолирующей композиции цикл заканчивают и отмечают его продолжительность при дебите нефти сверх базового, после этого переходят к другим циклам с иной последовательностью закачки водоизолирущих композиций, при которых также отмечают продолжительность этих циклов при тех же условиях, после чего циклы повторяют, причем повторяют те циклы, которые имеют наибольшую продолжительность при дебите нефти сверх базового.

При этом в качестве вытесняющего агента применяют воду, например пресную техническую или минерализованную. В качестве полимера принимают, например полиакриламид или гипан, или КМЦ, а в качестве его раствора принимают, например, водный раствор полимера.

В качестве гелеобразующей композиции применяют, например, смесь 0,5% раствора полиакриламида, бихромата калия, нефтенола ВВД (неонол), лигносульфоната КССВ и воды или смесь силиката натрия (жидкого стекла) с различными кислотами, регулирующими сроки схватывания жидкого стекла, полимерами (возможно с наполнителями).

Для приготовления эмульсии используют, например, ПАВ-эмульгаторы, воду, углеводородную основу (нефть, легкие фракции углеводородов и др.). В частности может быть использована смесь стабильного бензина с нефтенолом, кремнийорганическая жидкость, вода, т.е. углеводородная эмульсия.

Сущность изобретения заключается в том, что способ позволяет при минимальных затратах и сроках извлечь все возможности по отбору нефти из залежи, представленной крайней степенью неоднородности слагающих ее пластов (коллекторов) по традиционной технологии (при обычном заводнении) в совокупности с предлагаемой вариативной технологией. Способ предусматривает увеличение охвата залежи за счет увеличения фильтрационного сопротивления в промытых зонах пластов и вовлечения в разработку низкопроницаемых и обычно невырабатываемых пластов. Разные свойства водоизолирующих композиций позволяют обеспечить изоляцию притоков воды в пластах (коллекторах) различного типа. Кроме того, на практике отмечено, что с применением водоизолирующих композиций более 2-х эффект зависит от последовательности закачки этих композиций. Это определяется особым механизмом (механическим или химическим) взаимодействия каждой из композиций со скелетом пласта (его порами, трещинами, связанной водой и пр.), а также взаимодействием (тоже механическим или химическим) следов (остатков) предшествующей композиции в скелете пласта с последующей закачиваемой композицией. Критерием того, что это взаимодействие или изоляция достигается является повышение давления во время закачки очередной водоизолирующей композиции.

Применение трех водоизолирующих композиций и различный порядок их в различных циклах обеспечивает возможность получения шести возможных комбинаций (3! ) технологического цикла. Теоретически невозможно предусмотреть и использовать сложную гамму природных условий при разработке неоднородной нефтяной залежи. С применением ограниченного количества водоизолирующих композиций (1. ..2) наблюдают, как правило, разовый или недолговременный эффект, закрепление которого при недостаточном арсенале средств не представляется возможным. К тому же в ряде случаев происходит "адаптация" пласта к водоизолирующей композиции и вслед за этим прорыв в виде "языков" нагнетаемого агента через зону с водоизолирующей композицией и нарушение равномерности фронта вытеснения. В этом случае необходимо приостанавливать разработку месторождения и переходить на новую технологию. В это время гидродинамический режим залежи изменяется, что для возвращения к исходному состоянию требует дополнительного расходования средств.

Предлагаемый способ обеспечивает возможность безостановочно в процессе разработки и под контролем за обводнением нефти эмпирически подбирать рациональную технологию для конкретных условий непосредственно по результату. Минимальный набор средств, но при достаточном количестве комбинаций позволяет каждой из водоизолирующих композиций находить свою "нишу" в неоднородной залежи. При этом от закачки каждой из водоизолирующих композиций извлекают максимально возможный эффект с возможностью контроля за этим по дебиту нефти. При этом, если эффект не наблюдают, существует возможность исключения закачки неэффективного средства при данной последовательности закачки.

Существует возможность перехода к другой последовательности закачки водоизолирующих композиций. При этом предполагается возможность изменения вязкости каждой из водоизолирующих композиций.

В частности, можно предусмотреть последовательное увеличение вязкости закачиваемых водоизолирующих композиций или последовательное уменьшение этой вязкости.

Кроме того, наиболее или наименее вязкую водоизолирующую композицию можно закачивать в середине выбранной последовательности.

Наиболее широкий диапазон возможной вязкости из вышеназванных водоизолирующих композиций обеспечивает гелеобразующая композиция. Изначальная ее вязкость может быть 3 МПа с или несколько выше 3 МПа с и составлять, примерно, 4-5 МПа с. Такие начальные значения вязкости необходимы для предотвращения ее смешивания со скважинной жидкостью в процессе закачки и обеспечения поршневого эффекта уже в прискважинной зоне. При более высокой изначальной вязкости гелеобразующей композиции закачка ее через нагнетательную скважину не представляется возможной из-за высокого начального фильтрационного сопротивления в призабойной зоне нагнетательной скважины и чрезмерной нагрузки на силовой насос и технологическую колонну нагнетательной скважины. В более дальней зоне от скважины вязкость гелеобразующей композиции может быть увеличена даже до 200 МПа с и более. Это определяется временем схватывания гелеобразующей композиции, которое регулируют количеством добавок в эту композицию, определяющих сроки схватывания. Гелеобразующая композиция с такими свойствами предназначена для наиболее промытых водопроводящих зон пласта с минимальными гидравлическими сопротивлениями. При максимальной вязкости в условиях пласта эта композиция неподвижна и создает барьер (сопротивление) вытесняющему агенту, направляя его в низкопроницаемые зоны пласта, содержащие нефть, и обеспечивая ее вытеснение в сторону добывающей скважины. Однако под констатацией водопроводящих промытых зон кроется большое многообразие геологических условий, осложняющих изоляцию этих зон и препятствующих созданию равномерного фронта вытеснения нефти. Перечисленная совокупность водоизолирующих композиций и предусмотренная вариативность их применения по фактическим результатам в значительной мере повышает возможность изоляции водопроводящих промытых зон пласта и создания равномерного фронта вытеснения нефти.

Способ осуществляют следующим образом.

По способу вначале закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент до обводнения нефти, отбираемой из добывающей скважины. Критерием окончания закачки вытесняющего агента считают обводнение нефти не более чем на 5%.

Фиксируют этот дебит нефти и принимают его за базовый. Закачивают водоизолирующие композиции. В качестве этих композиций принимают водный раствор полимера, гелеобразующую композицию и эмульсию с вязкостью не менее 3 МПа с.

Каждую из водоизолирующих композиций закачивают периодически и в течение времени, пока наблюдают дебит нефти сверх базового с начальным его приростом и последующим снижением на 85 - 95% от отмеченного прироста сверх базового дебита.

После закачки последней водоизолирующей композиции цикл заканчивают и отмечают его продолжительность.

Затем, если результат не достигнут (не получен прирост нефти сверх базового дебита), переходят к другим циклам. В других циклах последовательность закачки водоизолирущих композиций изменяют. При этом возникает 6 вариантов. Они могут быть реализованы все или частично в зависимости от результата.

Продолжительность этих циклов также отмечают. Затем циклы повторяют. При этом повторяют только те циклы, которые имеют наибольшую продолжительность при дебите нефти сверх ее базового дебита.

Конкретный пример реализации способа.

При достижении факта обводнения нефти около 5% отбираемой из добывающей скважины фиксируют дебит нефти и принимают его за базовый. Затем осуществляют закачку гелеобразующей композиции на основе силиката натрия с начальной вязкостью не менее 3 МПа с. При этом происходит, в первую очередь, изоляция высокопроницаемых трещин и прослоев пористой части пласта. Эта операция позволяет затем более равномерно по разрезу вытеснять нефть из продуктивного пласта. По этой технологии используют конкретно следующие химические продукты: силикат натрия (жидкое стекло) - 3-15% вес. (оптимальное количество 6%); соляная кислота - 0,5 - 0,9% вес. (оптимальное количество 0,7%); полимер - 0,1% (возможны добавки опилочной муки 0,1-3%).

Эту водоизолирующую композицию закачивают в нагнетательную скважину периодически и в течение времени, когда наблюдают прирост нефти сверх базового дебита нефти и последующее его снижение на 85-95% от отмеченного прироста. Продолжительность периодической закачки гелеобразующей композиции может составить, например, 1 год.

После прекращения прироста дебита нефти сверх базового закачивают, например, водный раствор полимера (полиакриламида) с размерами глобул полимера, сопоставимыми с размерами поровых каналов (5-100 микрон и более). Это позволит более равномерно и полно вытеснить нефть уже из тех прослоев, которые частично были вовлечены в разработку. Операции по закачке этой водоизолирующей композиции те же, что и в предыдущем случае. При тех же критериях переходят к закачке следующей водоизолирующей композиции - эмульсии, например, углеводородной. Механизм вытеснения нефти здесь уже более сложный: от вытеснения нефти эмульсионными шариками до вытеснения растворителями. После закачки последней водоизолирующей композиции цикл заканчивают и отмечают его продолжительность при дебите нефти сверх базового.

Затем переходят к другим циклам с иной последовательностью закачки водоизолирующих композиций. Теперь уже вначале закачивают водный раствор полимера, а затем - гелеобразующую композицию.

Таким образом создают 6 циклов. Каждый раз отмечают продолжительность циклов. После этого циклы с наибольшей продолжительностью повторяют. Продолжительность таких операций может составить несколько лет, например 5 - 8 лет.

Источники информации:
1. Патент Российской Федерации N 2046182, кл. E 21 B 43/20, 20.10.1995.

2. Патент Российской Федерации N 2072422, кл. E 21 B 43/20, 27.01.1997.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке неоднородной нефтяной залежи и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов разной проницаемости. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности увеличения охвата воздействием, изоляции водопритоков неоднородной залежи, снижение расхода материалов и возможность контроля за технологическим процессом. В соответствии с изобретением способ включает последовательную закачку водоизолирующих композиций и вытесняющего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти из одной, по меньшей мере, добывающей скважины. При этом вначале закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент до обводнения нефти, отбираемой из добывающей скважины, не более чем на 5%. Фиксируют этот дебит нефти и принимают его за базовый. Затем закачивают водоизолирующие композиции. В качестве них принимают раствор полимера, гелеобразующую композицию с начальной вязкостью не менее 3 МПа•с и углеводородную эмульсию. Каждую из водоизолирующих композиций периодически закачивают в течение времени, когда наблюдают дебит нефти сверх базового с начальным его приростом сверх базового дебита и последующим снижением на 85-95% от отмеченного прироста. После закачки последней водоизолирующей композиции цикл заканчивают и отмечают его продолжительность при дебите нефти сверх базового. После этого переходят к другим циклам с иной последовательностью закачки водоизолирующих композиций. В этих случаях также отмечают продолжительность этих циклов при тех же условиях. После этого циклы повторяют. При этом повторяют те циклы, которые имеют наибольшую продолжительность при дебите нефти сверх базового.

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку водоизолирующих композиций и вытесняющего агента в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, и отбор нефти из одной, по меньшей мере, добывающей скважины, отличающийся тем, что вначале закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент до обводнения нефти, отбираемой из добывающей скважины, не более чем на 5%, фиксируют этот дебит нефти и принимают его за базовый, а затем закачивают водоизолирующие композиции, в качестве которых принимают раствор полимера, гелеобразующую композицию с начальной вязкостью не менее 3 МПа•с и углеводородную эмульсию, при этом каждую из водоизолирующих композиций периодически закачивают в течение времени, когда наблюдают дебит нефти сверх базового с начальным его приростом сверх базового дебита и последующим снижением на 85-95% от отмеченного прироста; после закачки последней водоизолирующей композиции цикл заканчивают и отмечают его продолжительность при дебите нефти сверх базового, после этого переходят к другим циклам с иной последовательностью закачки водоизолирующих композиций, при которых также отмечают продолжительность этих циклов при тех же условиях, после чего циклы повторяют, причем повторяют те циклы, которые имеют наибольшую продолжительность при дебите нефти сверх базового.