СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи.

Известен способ изоляции притока вод в скважину, включающий закачку раствора полиакриламида и глинистой суспензии [Авторское свидетельство СССР 933963, кл. Е 21 В 43/32, опублик, 1983г.].

Недостатками известного способа является быстрое высаждение глины вблизи скважины и быстрый рост давления закачки.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и водной дисперсии глины (полимердисперсной системы), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м³ каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины [Патент РФ 2044872, кл. Е 21 В 43/22, опублик. 1995г.].

Известный способ зачастую бывает не воспроизводим, т.к. при закачке 50 м³ полимердисперсной системы возможно снижение приемистости скважины на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной полимердисперсной системы способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины в обводненный пласт рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и водной дисперсии глины с добавкой карбоната натрия в количестве 0,3-5% от массы глины [Авторское свидетельство СССР 1755611, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996г. - прототип].

Известный способ позволяет продавить полимердисперсную систему далеко в пласт и создать в пласте надежную изоляцию высокопроницаемых зон. Однако после этого процесс вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи становится малоэффективным вследствие недостаточной подвижности рабочего агента.

В изобретении решается задача повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты, согласно изобретению соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде, при этом соль угольной кислоты используют в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии, после чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1-0,5 суток.

Признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. закачка через нагнетательные скважины рабочего агента;
3. закачка через нагнетательные скважины полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты;
4. закачка соли угольной кислоты совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде;
5. использование соли угольной кислоты в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии;
6. закачка водного раствора кислоты;
7. технологическая выдержка в течение 0,1-0,5 суток.

Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи рабочий агент, закачиваемый через нагнетательные скважины, вытесняет нефть, в основном, из высокопроницаемых зон залежи. Для закупоривания высокопроницаемых зон и направления рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны через нагнетательные скважины закачивают полимердисперсные системы. Однако после этого процесс вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи становится малоэффективным вследствие недостаточной подвижности рабочего агента. В изобретении решается задача повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Периодически, по мере повышения обводненности нефти через нагнетательные скважины закачивают полимердисперсную систему. Для этого проводят чередующиеся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты. Соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде. Соль угольной кислоты используют в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии. После чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1-0,5 суток.

В качестве полимердисперсной системы используют классические полимердисперсные системы и модифицированные полимердисперсные системы, например коллоидно-дисперсную систему, волокнисто-дисперсную систему, структурообразующую композицию и др. В качестве дисперсной части возможно использование дисперсии, модифицированной катализаторами отверждения полимерной части, щелочами, кислотами, поверхностно-активными веществами, углеводородными соединениями.

В качестве соли угольной кислоты используют карбонат натрия, калия, кальция, гидрокарбонаты и т.п.

После обводнения нефти и вынесении решения о проведении водоизоляционных работ прекращают закачку в нагнетательную скважину рабочего (вытесняющего) агента и закачивают полимердисперсную систему. Водным раствором полимера и дисперсией твердых частиц заполняют высокопроницаемые промытые зоны пласта и практически полностью их изолируют (закупоривают). Закачиваемый после этого рабочий агент обходит изолированные зоны, поступает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны и вытесняет нефть. Однако при этом не во все низкопроницаемые зоны поступает рабочий агент. В пласте имеются зоны с такой низкой проницаемостью, в которые способен проникнуть только газообразный рабочий агент. Кроме того, полная изоляция высокопроницаемых зон также бывает невыгодна, поскольку там остаются некоторые запасы нефти. В предложенном способе сочетается вытеснение нефти из низкопроницаемых зон залежи газообразным рабочим агентом с одновременным частичным образованием проницаемости в изоляции высокопроницаемых зон. Это достигается следующим образом. В состав дисперсной части полимердисперсной системы вводят легкоразрушаемый кислотой с образованием газа компонент - соль угольной кислоты. При контактировании в пласте соли угольной кислоты и раствора кислоты, главным образом соляной кислоты, образуется углекислый газ и вода. Углекислый газ под давлением поступает в низкопроницаемые зоны и вытесняет нефть. При длительном воздействии углекислый газ растворяется в воде и способствует увеличению подвижности рабочего агента и его лучшему продвижению в низкопроницаемые зоны залежи. На месте соли угольной кислоты образуются поры, изоляция водопритоков становится слабо проницаемой для рабочего агента. Проницаемости высокопроницаемых и низкопроницаемых зон выравниваются. После закачки раствора кислоты возвращаются к закачке рабочего агента и продолжают разработку залежи.

Количество соли угольной кислоты от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии подобрано экспериментально.

После закачки водного раствора кислоты проведение технологической выдержки в течение 0,1-0,5 суток необходимо для полного прохождения реакции между солью угольной кислоты и раствором кислоты.

Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость -18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oС, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

Ведут отбор нефти через 20 добывающих скважин и закачку через 6 нагнетательных скважин рабочего агента - минерализованной воды. Приемистость одной нагнетательной скважины составляет 400 м³/сут. При обводненности добываемой продукции в ближайших добывающих скважинах 60-70% проводят закачку полимердисперсной системы. В качестве полимердисперсной системы используют последовательно закачиваемые в равных объемах по 150 м³ 0,05%-ный водный раствор полиакриламида и глинистой дисперсии плотностью 1050 кг/м³. Вместе с глинистой дисперсией закачивают 10 м³ дисперсии карбоната калия (К₂СО₃) плотностью 1045 кг/м³. Перед закачкой эти две дисперсии перемешивают. Количество карбоната калия составляет порядка 8% от количества твердых частиц глинистой дисперсии. После этого прокачивают 20 м³ 12%-ного водного раствора соляной кислоты. Проводят технологическую выдержку в течение 0,3 сут и возобновляют закачку рабочего агента.

Приемистость нагнетательной скважины снижается до 200 м³/сут. Обводненность добываемой продукции снижается до 40%.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 3%.

Применение количества соли угольной кислоты в пределах от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии и технологической выдержки в пределах от 0,1 до 0,5 суток приводит к аналогичному результату.

Пример 2. Выполняют как пример 1. При закачке полимердисперсной системы используют модифицированную полимердисперсную систему, в качестве которой применяют волокнистодисперсную систему, содержащую в качестве дисперсной части смесь глинопорошка и древесной муки в равном массовом соотношении. Вслед за закачкой волокнистодисперсной системой закачивают 1%-ный раствор гидрокарбоната натрия (NaHCO₃). Количество гидрокарбоната натрия составляет 6% от количества твердых частиц в дисперсии.

Обводненность добываемой продукции снижается до 44%.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 3%.

Применение количества соли угольной кислоты в пределах от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии и технологической выдержки в пределах от 0,1 до 0,5 суток приводит к аналогичному результату.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи и повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц, и соли угольной кислоты, соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде, при этом соль угольной кислоты используют в количестве 6 - 15% от количества твердых частиц в дисперсии, после чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1-0,5 суток.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц, и соли угольной кислоты, отличающийся тем, что соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде, при этом соль угольной кислоты используют в количестве 6 - 15% от количества твердых частиц в дисперсии, после чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1 - 0,5 суток.