СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с сильно выраженной зональной или пластовой неоднородностью.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем ее заводнения в циклическом режиме с обеспечением периодической работы нагнетательных скважин - работы в течение установленного времени и остановки на установленное время, за счет чего создают пульсации давления в залежи и обеспечивают миграцию нефти из низкопроницаемых зон (пластов или пропластков) в более проницаемые обводнившиеся зоны (пласты или пропластки) (см., например, Надиров Н.К. и др. Новые нефти Казахстана и их использование. Технология повышения нефтеизвлечения, Алма-Ата, Наука, 1982, с.142-144).

Недостатком известного способа является трудность управления способом ввиду того, что давление в залежи выравнивается достаточно быстро - в течение времени не более двух суток. Изменять режим работы нагнетательных скважин при их большом количестве и ограниченном штате сотрудников не представляется возможным.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти путем ее заводнения с отбором нефти через эксплуатационные скважины и одновременным волновым воздействием на залежь упругими колебаниями, которые генерируют в эксплуатационных скважинах (см., например, а.с. №1710709, 1992).

Недостатком известного способа является ограниченность его воздействия.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки за счет увеличения зоны охвата пласта при его заводнении.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки неоднородной залежи нефти включает закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды в объеме 100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, затем - оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды в воде с 0,1% раствором полиакриламида в воде объемом 40-60 м на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, после чего каждые 3-4 мес. закачивают оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды с 0,05% раствором полиакриламида в воде тем же объемом - 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, при этом общий объем оторочек щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды.

Сущность изобретения.

По объему применения метод заводнения в нашей стране относится к одним из основных при добыче нефти. К настоящему времени возможности обычного заводнения практически исчерпаны. Методу свойственны недостатки, заключающиеся в прорывах нагнетаемой воды к добывающим скважинам по наиболее проводящим каналам. В итоге нефть, извлекаемая из залежи через эксплуатационные скважины, быстро обводняется, коэффициент ее извлечения снижается. Особые сложности возникают при особых условиях залежи и особых свойствах нефти, в частности при разработке неоднородной залежи с нефтью повышенной вязкости. Коэффициент извлечения нефти в этих условиях незначителен, поскольку нефть повышенной вязкости из застойных зон или через низкопроводящие - поровые каналы извлекают, зачастую, с трудом или практически не извлекают. В результате опытных работ и промышленных испытаний было отмечено, что поровые каналы могут периодически изменять свои размеры в процессе вытеснения из них нефти при импульсных воздействиях, что положительно сказывается на степени извлечения нефти из залежи. При этом взаимными воздействиями колебаниями на продуктивный пласт из нагнетательных и добывающих скважин обеспечивают практически полную обработку пласта. Периодичностью воздействий меняют направление фильтрационных потоков в локальных зонах, чем активируют наиболее застойные зоны и обеспечивают стабилизацию отбора нефти на определенное время. С окончанием действия эффекта воздействие повторяют.

Отмечено, что в наибольшей степени эффект проявляется при такой схеме заводнения, когда вначале закачивают оторочку пресной воды в объеме 100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, а затем - оторочку смеси 0,25% раствора каустической соды в воде с 0,1% раствором полиакриламида в воде объемом 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. После чего каждые 3-4 мес. закачивают оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды с 0,05% раствором полиакриламида в воде тем же объемом 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. При этом общий объем оторочек щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды.

При модификации настоящего способа осуществляют импульсные воздействия на залежь при закачках оторочек с 0,05% раствором полиакриламида. Эффективность импульсных воздействий в этом случае объясняется тем, что щелочь взаимодействует с кислотными компонентами в нефти и снижает межфазное натяжение на границе «нефть-раствор щелочи». При этом происходит эмульгирование нефти и улучшение смачиваемости породы, т.е. происходит гидрофилизация системы. Кроме того, добавка щелочи улучшает фильтрационные свойства полимера и уменьшает адсорбцию полимера, который, в свою очередь, позволяет увеличить охват пласта при заводнении, особенно, когда заводнение осуществляют с импульсным воздействием, в еще большей степени увеличивающем проводимость поровых каналов. Импульсное воздействие осуществляют на оторочки с меньшим содержанием полимера потому, что такие системы более устойчивы к импульсному воздействию.

Способ осуществляют следующим образом.

При заводнении неоднородной залежи через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент, которым вытесняют нефть к эксплуатационным скважинам. При этом осуществляют контроль за фронтом вытеснения нефти, например, с помощью трассеров, фиксируемых в наблюдательных скважинах. В неоднородных залежах со временем образуются «языки», опережающие основной фронт и нарушающие нормальную технологию вытеснения. Для исключения этого осуществляют закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды в объеме 100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. Затем осуществляют закачку оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды в воде с 0,1% раствором полиакриламида в воде объемом 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. После этого каждые 3-4 мес. закачивают оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды с 0,05% раствором полиакриламида в воде тем же объемом - 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. Общий объем оторочек щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти. Продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды.

Дополнительно может быть осуществлено воздействие на залежь упругими колебаниями, например, из нагнетательных и добывающих скважин и с возможностью взаимного воздействия колебаниями на продуктивный пласт, причем таким образом, чтобы охватить всю залежь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с сильно выраженной зональной или пластовой неоднородностью. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки за счет увеличения зоны охвата пласта при его заводнении. Способ включает закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды в объеме 100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, затем - оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды в воде с 0,1% раствором полиакриламида в воде объемом 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. После этого каждые 3-4 мес. закачивают оторочки смеси 0,25% раствора каустической соды с 0,05% раствором полиакриламида в воде тем же объемом - 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи. Общий объем оторочек щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти. Продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды.

Способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды в объеме 100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, затем оторочки смеси 0,25%-ного раствора каустической соды в воде с 0,1%-ным раствором полиакриламида в воде объемом 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, после чего каждые 3-4 мес. закачивают оторочки смеси 0,25%-ного раствора каустической соды с 0,05%-ным раствором полиакриламида в воде тем же объемом - 40-60 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины залежи, при этом общий объем оторочек щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды.