СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/16 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды, затем - оторочки смеси каустической соды и полимера. После этого каждые 3-4 месяца повторяют закачку смеси соды и полимера. Объем закачки щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды (RU 2358098 С2, 10.06.2009). Недостатками способа являются необходимость закачивать очень большие объемы пресной воды (100-150 м³ на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины) и щелочно-полимерного раствора, низкая поверхностная активность растворов каустической соды, невысокая эффективность при обработке залежей с малоактивной нефтью.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке через нагнетательную скважину в пласт с малоактивной нефтью оторочки смеси щелочи и неионогенного поверхностно-активного вещества, остановку скважины на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого в результате процесса капиллярной пропитки, последующую закачку полимерного раствора с переходом на обычное заводнение (RU 2070282 С1, 10.12.1996).

Недостатком способа является необходимость останавливать нагнетательную скважину на длительное время для проведения процесса капиллярной пропитки, что может отрицательно сказаться на состоянии разработки участка внедрения.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиции и продавливание ее в пласт (RU 2309248 С2, 27.10.2007).

При разработке нефтяной залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют объем закачиваемых композиций в зависимости от объема порового пространства. Закачку гелеобразующей и осадкообразующей композиций осуществляют в объеме, равном объему трещин и каверн.

В качестве гелеобразующих используют полимерные композиции, а в качестве осадкообразующих - щелочно-полимерные композиции. Для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель - соломель, глинопорошок, мел или древесную муку. Закачка гелеобразующей композиции приводит к заполнению пор и каверн пласта прочным гелем, который для скважин с приемистостью не менее 400 м³/сут содержит до 30 мас. % наполнителя. После увеличения давления закачки на 10-20% закачивают осадкообразующую композицию, которая способствует дополнительному структурированию геля. В результате увеличивается охват пласта заводнением, повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.

Недостатком способа является необходимость закачки в пласт большого объема реагентов, равного объему трещин и каверн в межскважинном пространстве без учета текущего состояния разработки залежи. В результате может произойти вынос реагентов в добывающие скважины и нарушение работы подземного насосного оборудования.

Также недостатками являются невысокая поверхностная активность щелочно-полимерной композиции, техническая сложность реализации способа, обусловленная необходимостью закачивать оторочки гелеобразующей композиции различной концентрации в зависимости от роста давления закачки и необходимость остановки нагнетательной скважины на технологическую выдержку в течение 1-3 суток.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности заводнения, достигаемое в результате регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов путем закачки щелочных, гелеобразующих и осадкообразующих реагентов и изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки ПАВ-содержащих и углеводородосодержащих реагентов.

Поставленная цель достигается предлагаемым способом разработки нефтяного месторождения, включающим проведение трассерных исследований для определения объема высокопроницаемых каналов пласта и закачку в пласт через нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема.

Новым является то, что оптимальный объем закачки реагентов определяют по результатам трассерных исследований с учетом текущего коэффициента нефтеизвлечения, а дальнейшая закачка трех оторочек реагентов осуществляется последовательно равными объемами, при этом последующие оторочки усиливают действие предыдущих.

Сущность предлагаемого способа состоит в том, что в нагнетательную скважину закачивают индикаторную жидкость, отбирают пробы жидкости из окружающих добывающих скважин, определяют в них содержание индикатора и рассчитывают объем каналов фильтрации между нагнетательной и контрольными добывающими скважинами. С привлечением методов геолого-гидродинамического моделирования рассчитывают текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) и определяют оптимальный объем закачки реагентов следующим образом (коэффициенты в формулах расчета объема закачки реагентов подобраны на основании отечественного и мирового опыта промыслового применения реагентов для повышения нефтеотдачи пластов):

После чего проводят закачку в нагнетательную скважину равных по объему оторочек реагентов, суммарный объем которых определяется по таблице 1, затем продолжают нагнетание воды.

Добыча нефти с применением заводнения широко распространена на месторождениях Российской Федерации и является основным способом разработки нефтяных залежей. При закачке в нефтяные пласты воды в процессе вытеснения нефти образуются водопромытые области, содержащие значительные остаточные запасы нефти. В случае разработки неоднородных по проницаемости и/или трещиноватых пластов и пластов, содержащих высоковязкую нефть, могут происходить кинжальные прорывы воды, приводящие к быстрому обводнению добывающих скважин и снижению КИН. Для того чтобы эффективно управлять заводнением необходимо знать объем заводненной части пласта, который наиболее точно определяется с помощью трассерных исследований. При этом знание текущего КИН необходимо для определения оптимального объема закачки реагентов для регулирования процесса заводнения.

Известно, что различные стадии разработки нефтяных месторождений характеризуются различными значениями текущего КИН и требуют различных подходов в воздействии на пласт.

На начальных стадиях разработки, после организации системы поддержания пластового давления (ППД), при низком текущем КИН (до 0,25 проектного КИН), даже при высоких объемах каналов фильтрации определенных трассерными исследованиями (могут наблюдаться, например, в трещиновато-пористых коллекторах или при наличии «суперколлектора») закачка больших объемов реагентов для регулирования заводнения путем изменения направлений потоков фильтрации может привести к необратимому блокированию подвижных запасов нефти. Поэтому объем закачки реагентов в данном случае должен составлять не более 0,1 от объема каналов фильтрации между нагнетательной и добывающими скважинами на участке работ. В качестве технологий для регулирования заводнения в данном случае применяют закачку в пласт эмульсионных систем, растворов щелочей, ПАВ, полимеров, углеводородных растворителей.

В случае если текущий КИН составляет от 0,25 до 0,5 проектной величины, что соответствует третьей стадии разработки месторождений, в нефтяных пластах в результате закачки большого объема воды и наличия неоднородности коллекторов по своим фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) формируется неравномерный по распространению фронт вытеснения, в результате чего остаются невыработанными отдельные участки пластов с худшими ФЕС по сравнению с соседними участками. Объем закачки оторочек реагентов в этом случае должен быть не более половины объема каналов фильтрации на участке работ, так как большой объем, как и в предыдущем случае, может привести к потере подвижных запасов нефти, а слишком маленький - не позволит эффективно воздействовать на фронт вытеснения.

В качестве технологий регулирования заводнения на этой стадии разработки применяют последовательную закачку щелочей, ПАВ и полимеров; закачку осадко-гелеобразующих композиций, дисперсных систем.

На четвертой, заключительной стадии разработки месторождений, характеризующейся высоким текущим КИН (более 0,5 проектного значения) и обширными водопромытыми зонами, для доизвлечения остаточных запасов необходимо закачивать большие объемы реагентов, составляющие от 0,5 до 1,5 объема каналов фильтрации на участке. Реагенты должны обладать высокими нефтеотмывающими свойствами, необходимыми для мобилизации рассредоточенной по объему пласта остаточной нефти и формированию нефтяного вала, а также повышенной вязкостью для продвижения вала нефти к добывающим скважинам. Это может быть закачка дисперсных эмульсионных составов, закачка углеводородных растворителей с добавкой ПАВ, поверхностно-активные полимерные системы и др. технологии, обладающие комплексными (нефтеотмывающими и нефтевытесняющими) свойствами.

В одной из модификаций технологии нефтеотдачи комплексного действия на четвертой стадии разработки используют последовательную закачку в пласт равных объемов растворов щелочного агента, поверхностно-активного вещества анионного типа (АПАВ) и полимера. Суммарный объем закачки реагентов составляет 0,5-1,5 объема каналов фильтрации.

В результате первоначальной закачки щелочного агента образуются анионактивные ПАВ (от взаимодействия щелочи и нефтяных кислот), которые адсорбируются на породе. Поэтому в закачиваемой следом за щелочным агентом оторочке рабочего раствора АПАВ его активная концентрация не снижается в течение длительного времени, что позволяет закачивать меньший объем дорогостоящего реагента, работающего на доотмыв остаточной нефти. Предварительная прокачка щелочного агента приводит к удалению из пластовой воды катионов щелочноземельных металлов, которые выпадают в виде нерастворимых мелкодисперсных осадков, частично снижая проницаемость водопромытых зон. Удаление катионов щелочноземельных металлов необходимо еще и потому, что при взаимодействии с АПАВ они переводят последние в малорастворимую форму.

На фиг. 1 показана адсорбция полиакриламида (ПАА) на поверхности породы пласта БС₁₂ одного из месторождений Западной Сибири (поз. 1 - прокачка оторочки раствора ПАА (С_ПАА=0,2% мас.); поз. 2 - прокачка оторочки раствора ПАА после обработки породы растворами карбоната натрия (C_Na2CO3=1,5% мас.) и АПАВ (сульфанол, С_АПАВ=3% мас.). Видно, что после предварительной прокачки через модель пласта щелочного агента (карбоната натрия) и АПАВ, адсорбция ПАА ниже (фиг. 1, поз. 2), чем в случае прокачки ПАА через модель без предварительной обработки (фиг. 1, поз. 1), т.е. кроме сокращения расхода АПАВ сокращается и непроизводительный расход ПАА.

Закачка раствора полимера на последней стадии необходима для регулирования подвижности нагнетаемой воды, предотвращения размыва оторочки раствора АПАВ нагнетаемой водой и создания равномерного фронта вытеснения.

В качестве щелочного агента можно применять водные растворы гидроксидов или карбонатов щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов концентрацией 1,0-2,5 мас. %.

В качестве ПАВ в технологии применяют водный раствор АПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов, концентрация АПАВ в растворе 1,0-3,0 мас. %.

В качестве полимеров применяют водорастворимые полимеры: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу с концентрацией 0,1-0,5 мас. %.

Эффективность указанной последовательности закачки реагентов проверена экспериментально на керновом материале пластов БС₁₀ и БС₁₂ двух длительно разрабатываемых месторождений Западной Сибири по величине прироста вытеснения нефти. На фиг. 2 показано сопоставление эффективности довытеснения остаточной нефти при испытании индивидуальных компонентов и комплексного состава технологии на моделях пластов БС₁₀ и БС₁₂ Приведенные результаты показывают, что после последовательной закачки растворов карбоната натрия, АПАВ и полимера, прирост коэффициента вытеснения выше, чем при индивидуальной прокачке через модели пластов каждого из реагентов.

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом.

Пример. Участок пласта БС₁ месторождения, выбранного для испытаний способа разработки, характеризуется общей толщиной пласта 10,4 м, эффективной нефтенасыщенной толщиной 7,4 м, расчлененностью 2,0. Пористость на участке 23%, проницаемость 300,5 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,6 мПа*с, пластовая температура 68°С.

Участок находится на завершающей стадии разработки, характеризуется падающей добычей нефти, высокими обводненностью (более 97%) и выработкой запасов - текущий КИН - 55% при проектном значении 58%.

Трассерные исследования, проведенные на двух нагнетательных скважинах пласта БС₁, показали наличие обширных водопромытых зон суммарным объемом от скважины №1 - 4750 м³, от скважины №2 - 8800 м³. Учитывая высокий текущий КИН, составляющий 0,94 проектного КИН, было принято решение закачать в скважину №1 три равные оторочки реагентов суммарным объемом 3900 м³, а в скважину №2 - суммарным объемом 7500 м³.

В качестве щелочного агента (первая оторочка) использовали раствор карбоната натрия с концентрацией 1,5 мас. %, в качестве АПАВ (вторая оторочка) - раствор сульфанола с концентрацией 2 мас. %, в качестве полимера (третья оторочка) - раствор ПАА FP-307 с концентрацией 0,2 мас. %. После закачки всего запланированного объема реагентов в скважины возобновляли нагнетание воды.

После закачки реагентов анализ основных технологических параметров работы реагирующих скважин участка показал, что отмечается увеличение дебита нефти и снижение, либо стабилизация обводненности, что подтверждается данными замеров. Это указывает на то, что действительно после закачки в нагнетательные скважины №1 и 2 оторочек реагентов произошло формирование вала остаточной нефти и его продвижение к добывающим скважинам. Продолжительность эффекта составила более 13 месяцев.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку оторочек реагентов оптимального объема через нагнетательные скважины с предварительной закачкой в нагнетательные скважины индикаторной жидкости, определение текущего коэффициента извлечения нефти - КИН пласта и объема высокопроницаемых каналов пласта, отличающийся тем, что закачку в нагнетательные скважины оторочек реагентов производят в следующем объеме: при величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей; при величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями; при величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и угольной кислоты, например карбонат натрия.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и фосфорной кислоты, например тринатрийфосфат.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют гидроксиды щелочных металлов, например гидроксид натрия.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют анионактивные ПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют водорастворимые полимеры, например полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу.