Способ разработки нефтяного пласта Российский патент 2021 года по МПК E21B43/22 C09K8/588 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент US № 4332297, опубл. 1982), включающий приготовление водного раствора перемешиванием полиакриламида и силиката натрия и закачку в скважину. Обеспечивает избирательное регулирование потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью.

Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.

Известен способ добычи нефти (пат. RU № 2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.), включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочного реагента. В качестве твердых частиц используют древесную муку. В качестве щёлочи используют едкий натрий или силикат натрия, или едкий калий 0,05-20,0 мас. %.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных нефтяных пластах вследствие невозможности полного блокирования высокопроницаемых обводнённых зон пласта и вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен и нефтеотдача пласта остается невысокой.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий закачку водных растворов силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л, смесь закачивают периодически оторочками (патент RU № 2146002, опубл. 27.02.2000). Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас. %, количество силиката щелочного металла – в пределах от 10 до 0,1 мас. %, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас. %. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон.

Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины (патент RU № 2169836, опубл. 27.06.2001). Закачку в пласт осуществляют в две стадии растворов силиката натрия и хлорида кальция с образованием составов различной консистенции. Растворы силиката натрия и хлорида кальция закачивают раздельно. Первоначально производят закачку раствора силиката натрия, который на первой стадии дополнительно содержит наполнитель, а на второй стадии дополнительно содержит полиакриламид. В качестве наполнителя используют древесную муку, лигнин, бентонит. В качестве силиката натрия используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81.

Недостатками способа являются:

- низкая эффективность способа, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде поэтапная закачка растворов не обеспечивает образование устойчивых ассоциатов, осадка равномерно во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта и, как следствие, снижение сопротивления течению воды при последующем заводнении, повышение обводненности, снижение нефтеотдачи;

- сложная реализация способа, включающего подготовку, хранение и закачку растворов в несколько этапов;

- неравномерное смешение реагентов при одновременной закачке в скважину;

- незначительный охват пласта воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек: растворов силиката натрия с наполнителем и хлористого кальция, и водного раствора силиката натрия с полиакриламидом и хлористого кальция. Реакция осадкообразования протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть осадкообразования состава остается в пласте непрореагировавшей;

- длительность осуществления способа, т.к. реагенты закачиваются в скважину поэтапно, а не одновременно.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивающего повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращение этапов закачки растворов, сокращение времени закачки, подключение в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, и, как следствие, снижение обводненности, повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием, а также упрощение реализации способа при расширении технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя, а в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, в качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр._скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V_смеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С_пор.ц., исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. _скв. – 150-200 м³/сут V_смеси 100-200 м³, С_пор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр. _скв. – 200-300 м³/сут V_смеси 200-350 м³, С_пор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. _скв. – 300-600 м³/сут V_смеси 350-500 м³, С_пор.ц. 0,6-1,5 мас. %, указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³ в объёме 15 м³ и возобновляют заводнение.

Для приготовления указанной смеси используют следующие реагенты:

- полиакриламид (ПАА) – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 %;

- эфир целлюлозы (ЭЦ) – мелкозернистый сыпучий порошок от светло-жёлтого до бежевого цвета со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9;

- высокомодульный полисиликат натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 (ПСН) – опалесцирующий раствор от прозрачного до серого цвета, массовая доля оксида кремния от 19,0 % до 24 %, массовая доля оксида натрия от 4,0 % до 5,5 %, плотность от 1,19 г/см³ до 1,25 г/см³ (ТУ 2145-014-13002578-2008);

- порошковая целлюлоза (ПЦ) представляет продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например марки С-0,5  и С-1,6 по ТУ 5410-029-32957739-2007. Размеры частиц ПЦ от 500 до 1600 мкм;

- вода с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³.

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. %, и порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр._скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V_смеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С_пор.ц.. Исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. _скв. – 150-200 м³/сут закачивают V_смеси 100-200 м³, С_пор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр. _скв. – 200-300 м³/сут закачивают V_смеси 200-350 м³, С_пор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. _скв. – 300-600 м³/сут закачивают V_смеси 350-500 м³, С_пор.ц. 0,6-1,5 мас. %. Указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³ в объёме 15 м³. Происходит усиление блокирования высокопроницаемых зон пласта за счет образования равномерного объемного коллоидного осадка, образующегося при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия с водой, содержащего соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. Кроме того, легкоподвижные дисперсные частицы порошковой целлюлозы, полученные при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия, полиакриламида или эфира целлюлозы, равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков без кольматации призабойной зоны скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с ней добывающие скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидроди-намических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Опреде-ляют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. На основе анализа геологических показателей определяют количество реагентов и объем закачиваемой смеси. Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрацию ПЦ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (таблица 1).

Таблица 1 – Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрация ПЦ в зависимости от приемистости нагнетательной скважины

Наименование показателя Значение Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м³/сут 150–200 200–300 300–600 Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ, м³ 100-200 200-350 350-500 Концентрация ПЦ в закачиваемой воде, мас. % 0,01-0,25 0,25-0,6 0,6-1,5

Дозирование, приготовление и закачку указанной смеси осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками по закачке химпродуктов, например, типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водный раствор высокомодульного полисиликата натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения высокомодульного полисиликата натрия товарной формы и пресной воды в объёмном соотношении 1:(4–9). Для повышения качества водного раствора высокомодульного полисиликата натрия предварительно определяют минерализацию воды, закачиваемую на данной скважине. Объёмное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл. 2) для продавки смеси в пласт. Для качественного получения водного раствора высокомодульный полисиликат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор высокомодульного полисиликата натрия доставляют на скважину автоцистернами.

Таблица 2 – Объёмное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной воды от минерализации воды

Минерализация воды, г/дм³ 0,5-130 130-260 Объемное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной воды от 1:4 до 1:6 от 1:6 до 1:9

Смесь водных растворов полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы, водного раствора полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 и порошковой целлюлозы готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА или ЭЦ в виде порошка с концентрацией 0,0005-0,3 мас. %, ПЦ с концентрацией 0,01-1,5 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией 0,05-3,0 мас. %.

Затем полученную смесь водных растворов полиакриламида или эфира целлюлозы, полисиликата натрия и порошковой целлюлозы из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %.

После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³ в объёме 15 м³.

Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

В лабораторных условиях эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу оценивалась по двум показателям – остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,805-0,858 г/см³. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией 0,5-260 г/дм³ с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл. 3 приведены результаты по определению ОФС и коэффициента нефтеизвлечения при закачке смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ.

Пример 1. В модель пласта закачивают смесь водных растворов ПАА с концентрацией 0,0005 мас. %, ПСН с концентрацией 0,05 мас. % и ПЦ с концентрацией 0,01 мас. %. Объемное соотношение ПСН и пресной воды составляет 1:4. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,5 г/дм³ путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,9, а ОФС – 22,5 (см. табл. 3, опыт 1).

Таблица 3 - Результаты фильтрационных исследований смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, и ПЦ

№ п/п Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. % Коэффициент нефтеизвлечения,
% ОФС ПАА ЭЦ ПСН / Объемное соотношение ПСН с пресной водой ПЦ Вода,
/ минерализация,
г/дм³ 1 2 3 4 5 6 7 8 1 0,0005 - 0,05 / 1:4 0,01 99,9395 / 0,5 78,9 22,5 2 0,0005 - 0,05 / 1:5 0,01 99,9395 / 100 78,7 22,9 3 - 0,15 0,05 / 1:6 0,01 99,79 / 130 79,5 23,1 4 0,15 - 0,05 / 1:5 0,01 99,79 / 100 79,8 23,5 5 - 0,0005 0,05 / 1:7 0,01 99,9395 / 170 78,9 21,9 6 0,3 - 0,05 / 1:9 0,01 99,64 / 260 78,9 25,6 7 - 0,3 0,05 / 1:7 0,01 99,64 / 170 79,1 26,1 8 - 0,0005 1,0 / 1:6 0,01 98,9895 / 130 78,8 24,5 9 0,15 - 1,0 / 1:4 0,01 98,84 / 0,5 88,7 26,3 10 - 0,15 1,0 / 1:5 0,01 98,84 / 100 89,8 27,9 11 0,3 - 1,0 / 1:9 0,01 98,69 / 260 85,6 47,9 12 - 0,3 1,0 / 1:7 0,01 98,68 / 210 86,7 46,9 13 - 0,0005 3,0 / 1:6 0,01 96,9895 / 130 79,1 27,9 14 0,15 - 3,0 / 1:9 0,01 96,84 / 260 76,8 25,3 15 0,3 - 3,0 / 1:4 0,01 96,69 / 0,5 79,1 31,2 16 0,0005 - 0,05 / 1:4 0,5 99,4495 / 0,5 78,2 38,6 17 0,15 - 0,05 / 1:6 0,5 99,3 / 130 85,2 41,2 18 0,0005 - 1,0 / 1:5 0,5 98,4995 / 100 76,8 38,9 19 - 0,3 0,05 / 1:9 0,5 99,15 / 260 74,3 45,3 20 - 0,0005 1,0 / 1:6 0,5 98,4995 / 130 75,3 39,5 21 - 0,15 1,0 / 1:7 0,5 98,35 / 210 73,5 44,6 22 0,15 - 1,0 / 1:9 0,5 98,35 / 260 73,8 45,3 23 0,3 - 1,0 / 1:4 0,5 98,2 / 0,5 77,2 51,3 24 - 0,3 1,0 / 1:5 0,5 98,2 / 100 78,6 52,3 25 0,3 - 1,0 / 1:7 0,5 98,2 / 210 79,6 57,2 26 0,0005 - 3,0 / 1:9 0,5 96,4995 / 260 78,2 32,6 27 - 0,15 3,0 / 1:4 0,5 96,35 / 0,5 76,5 32,5 28 0,3 - 3,0 / 1:6 0,5 96,2 / 130 81,3 42,3 29 0,0005 - 0,05 / 1:4 1,5 98,4495 / 0,5 75,3 34,8 30 - 0,0005 0,05 / 1:5 1,5 98,4495 / 100 76,5 35,2 31 0,0005 - 0,05 / 1:7 1,5 98,4495 / 210 77,6 36,8 32 - 0,15 0,05 / 1:6 1,5 98,3 / 130 78,4 42,3 33 0,3 - 0,05 / 1:9 1,5 98,15 / 260 85,3 55,6 34 0,3 - 0,05 / 1:5 1,5 98,15 / 100 84,6 54,3 35 - 0,3 0,05 / 1:7 1,5 98,15 / 210 84,9 55,8 36 0,0005 - 1,0 / 1:4 1,5 97,4995 / 0,5 74,9 54,3 37 - 0,0005 1,0 / 1:5 1,5 97,4995 / 100 75,9 55,3 38 0,0005 - 1,0 / 1:7 1,5 97,4995 / 210 78,9 56,7 39 0,15 - 1,0 / 1:6 1,5 97,35 / 130 75,8 58,9 40 - 0,15 1,0 / 1:7 1,5 97,35 / 210 79,3 59,8 41 0,3 - 1,0 / 1:9 1,5 97,2 / 260 79,5 53,9 Продолжение таблицы 3 42 - 0,3 1,0 / 1:5 1,5 97,2 / 100 81,5 54,6 43 0,3 - 1,0 / 1:7 1,5 97,2 / 210 82,1 53,8 44 - 0,0005 3,0 / 1:4 1,5 95,4995 / 0,5 75,6 54,2 45 0,0005 - 3,0 / 1:5 1,5 95,4995 / 100 76,9 56,8 46 - 0,0005 3,0 / 1:7 1,5 95,4995 / 210 77,3 57,9 47 0,15 - 3,0 / 1:9 1,5 95,35 / 260 76,3 59,7 48 - 0,15 3,0 / 1:5 1,5 95,35 / 100 75,9 58,1 49 0,15 - 3,0 / 1:7 1,5 95,35 / 210 76,1 58,9 50 - 0,3 3,0 / 1:4 1,5 95,2 / 0,5 84,2 59,9 51 0,3 - 3,0 / 1:7 1,5 95,2 / 210 85,6 60,1 Прототип Первая стадия Раствор CaCl₂, см³ Вторая стадия Раствор CaCl₂, см³ Коэффициент нефтеизвлечения,
% ОФС Водный раствор силиката натрия*, мас. % Древесная мука, мас. % Вода, мас. % Силикат натрия**,
мас. % ПАА, мас. % Вода, мас. % 52 0,5 0,25 97,45 20 0,5 0,3 99,2 20 44,6 16,8 53 3,0 0,5 96,5 40 3,0 0,125 96,875 20 48,7 15,5 54 1,0 0,75 98,25 60 1,0 0,5 98,5 20 46,7 18,1 Примечание – Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно.
*- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:5;
*- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:4.

Как видно из табл. 3, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,5 раза по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,54 мкм², нефтенасыщенностью 87,5 %, пористостью 21,1-22,4 %, нефтенасыщенная толщина пласта – 5,6 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 7,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости – 91,5 % (от 89,5 % до 93,1 %). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м³/сут при давлении закачки 6,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты – 14,0 МПа, минерализация воды 0,5 г/дм³ (пример 1 табл. 4).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить смесь водных растворов ПАА, ПСН и ПЦ в объёме 100 м³, концентрация ПЦ составляет 0,01 мас. % (см. табл. 1). Водный раствор ПСН предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения ПСН товарной формы плотностью 1,19 г/см³ и пресной воды в объёмном соотношении 1:4 (см. табл. 2). Для качественного получения водного раствора ПСН натрия (0,42 м³) и пресную воду (1,68 м³) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор ПСН доставляют на скважину автоцистернами.

Приготовление и закачку смеси водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ осуществляют с использованием установки по закачке химпродуктов типа КУДР.

Смесь водных растворов растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду с минерализацией 0,5 г/дм³, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (99,9395 мас. %). В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА с молекулярной массой 5,6 млн. Da со степенью гидролиза 15 % в виде порошка с концентрацией 0,0005 мас. %, порошковую целлюлозу с концентрацией 0,01 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем с концентрацией 0,05 мас. %.

Затем полученную смесь водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10 % (пример 1, табл. 5).

После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5 г/дм³ в объёме 15 м³.

В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 91,5 % до 85,8 %, снижение удельной приемистости скважины на 10 %, дебит нефти по участку увеличился на 3,6 т (пример 1, табл. 5).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 4, 5. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т нефти.

Предлагаемый способ повышает эффективность процесса, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивает повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращает этапы закачки растворов, сокращает время закачки.

Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых и трещиноватых зонах пласта происходит блокирование и далее перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,6-1,8 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счёт увеличения блокирующей способности закачиваемой смеси, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет упростить и расширить технологические возможности осуществления способа.

Таблица 4

Номер нагнетательной скважины Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки до обработки, м³/сут / МПа Удель
ная приемистость скважины до обработки,
м³/сут/МПа Максималь
ное допусти
мое давление
на эксплуатационную колонну
или пласты,
МПа Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ Минерализация воды,
г/дм³ / Объемное соотношение ПСН и пресной воды Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. % Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки после обработки,
м³/сут / МПа Удельная приемистость скважины после обработки
м³/сут/МПа ПАА ЭЦ ПСН ПЦ Вода 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1 150 / 6,0 25 14,0 100 0,5 / 1:4 0,0005 - 0,05 0,01 99,9395 140 / 6,2 22,5 2 180 / 6,5 28 10,5 200 130 / 1:6 - 0,0005 0,05 0,1 99,8495 150 / 9,0 17 3 200 / 7,2 28 11,5 150 260 / 1:9 - 0,0005 0,05 0,25 99,6995 150 / 10,0 15 4 240 / 6,5 37 12,0 200 210 / 1:7 0,0005 - 0,05 0,3 99,6495 210 / 10,5 20 5 300 / 8,5 35 12,0 350 0,5 / 1:4 0,0005 - 0,05 0,6 99,3495 250 / 11,0 23 6 450 / 9,5 47 13,5 400 100 / 1:5 - 0,0005 0,05 1,0 98,9495 350 / 12,0 29 7 300 / 7,5 40 12,5 350 0,5 / 1:4 0,0005 - 0,05 0,6 99,3495 250 / 10,5 24 8 600 / 10,5 57 16,5 500 260 /1:9 0,0005 - 0,05 1,5 98,4495 500 / 13,5 37 9 150 /6,4 23 10,5 100 130 / 1:6 0,1 - 0,05 0,01 99,84 100 / 9,0 11 10 180 / 6,5 28 13,5 150 100 / 1:5 0,1 - 0,05 0,1 99,75 130 / 10,5 12 11 200 / 6,5 31 12,0 200 210 / 1:7 - 0,1 0,05 0,25 99,6 150 / 10,5 14 12 240 /6,7 36 11,0 250 260 / 1:9 - 0,1 0,05 0,3 99,55 210 / 10,0 21 13 350 / 7,5 47 12,0 400 130 / 1:6 - 0,1 0,05 1,0 98,85 280 / 10,0 28 14 290 / 7,4 39 14,0 250 0,5 / 1:4 0,1 - 0,05 0,45 99,4 210 / 12,0 18 15 600 / 11,5 52 15,0 500 100 / 1:5 - 0,1 0,05 1,0 98,85 480 / 14,0 34 16 420 / 8,7 48 12,0 350 210 / 1:7 0,1 - 0,05 1,5 98,35 350 / 11,0 32 17 180 / 7,5 24 10,5 200 260 / 1:9 0,3 - 0,05 0,01 99,64 150 / 9,5 16 18 150 /4,5 33 10,0 100 210 / 1:7 - 0,3 0,05 0,1 99,55 120 / 9,0 13 19 200 / 7,5 27 12,0 150 0,5 / 1:4 - 0,3 0,05 0,25 99,4 250 / 10,5 24 20 300 / 8,9 34 13,0 250 100 / 1:5 - 0,3 0,05 0,6 99,05 240 / 11,5 21 21 240 / 8,9 27 14,0 350 260 / 1:9 0,3 - 0,05 0,45 99,2 190 / 12,0 16 22 290 / 9,0 32 15,0 200 130 / 1:6 0,3 - 0,05 0,45 99,2 210 / 11,5 18 23 350 / 7.5 47 12,0 350 210 / 1:5 - 0,3 0,05 1,0 98,65 300 / 10,0 30 24 600 / 10,5 57 14,5 350 0,5 / 1:4 0,3 - 0,05 1,5 98,15 500 / 12,5 40 25 180 / 7,5 24 10,5 200 100 / 1:5 - 0,0005 1,0 0,01 98,9895 150 / 9,5 16

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 26 150 / 5,8 26 10,0 150 260 / 1:9 0,0005 1,0 0,1 98,8995 120 / 9,5 13 27 200 / 6,7 30 11,0 200 100 / 1:5 0,0005 1,0 0,25 98,7495 120 / 10,0 12 28 240 / 6,5 37 10,5 300 0,5 / 1:4 - 0,0005 1,0 0,3 98,6995 210 / 9,0 23 29 350 / 7,5 47 12,0 450 0,5 / 1:4 - 0,0005 1,0 1,0 97,9995 300 / 10,5 29 30 240 / 6,5 37 11,0 300 100 / 1:5 0,0005 - 1,0 0,45 98,5495 200 / 10,5 19 31 500 / 10.5 48 13,5 450 0,5 / 1:4 - 0,0005 1,0 1,0 97,9995 420 / 11,5 37 32 500 / 11,0 45 15,0 500 260 / 1:9 - 0,0005 1,0 1,5 97,4995 400 / 13,5 30 33 150 / 5,6 27 9,5 100 260 / 1:9 - 0,1 1,0 0,01 98,89 110 / 8,0 14 34 180 / 6,5 28 11,0 150 130 / 1:6 - 0,1 1,0 0,1 98,8 150 / 9,5 16 35 200 / 6,5 31 12,0 200 0,5 / 1:4 0,1 - 1,0 0,25 98,65 110 / 8,8 12,5 36 300 / 8,5 35 13,0 350 130 / 1:6 0,1 - 1,0 0,6 98,3 210 / 11,5 18 37 240 / 6,5 37 12,0 300 210 / 1:7 0,1 - 1,0 0,45 98,45 210 / 10,5 20 38 300 / 9,5 32 14,5 350 0,5 / 1:4 - 0,1 1,0 1,5 97,4 240 / 12,5 19 39 420 / 8,0 53 14,0 400 130 / 1:6 0,1 - 1,0 1,0 97,9 350 / 12,5 28 40 420 / 8,5 49 12,5 500 260 / 1:9 - 0,1 1,0 1,5 97,4 350 / 11,0 32 41 180 / 7,0 26 11,0 100 100 / 1:5 - 0,3 1,0 0,01 98,69 150 / 10,0 15 42 200 / 6,5 31 10,5 200 130 / 1:6 0,3 - 1,0 0,1 98,6 120 / 9,5 13 43 150 / 7,0 21 11,0 150 130 / 1:6 0,3 - 1,0 0,25 98,45 110 / 9,5 12 44 300 / 7,5 40 12,0 350 100 / 1:5 0,3 - 1,0 0,6 98,1 220 / 10,5 21 45 600 / 11,5 52 15,6 500 0,5 / 1:4 0,3 - 1,0 1,5 97,2 420 / 13,5 31 46 500 / 10,5 48 15,0 450 130 / 1:6 - 0,3 1,0 1,0 97,7 380 / 13,5 28 47 600 / 12,5 48 16,5 500 260 / 1:9 - 0,3 1,0 1,5 97,2 410 / 13,5 30 48 450 / 10,5 43 17,0 400 100 / 1:5 - 0,3 1,0 1,5 97,2 380 / 14,5 26 49 180 / 7,5 24 10,0 100 0,5 / 1:4 - 0,0005 3,0 0,01 96,9895 120 / 9,5 13 50 150 / 6,5 23 11,5 180 260 / 1:9 0,0005 - 3,0 0,1 96,8995 110 / 10,5 10 51 200 / 7,5 27 12,0 200 210 / 1:7 - 0,0005 3,0 0,25 96,7495 120 / 10,0 12 52 240 / 7,2 33 11,0 300 130 / 1:6 0,0005 - 3,0 0,3 96,6995 190 / 10,5 18 53 300 / 9,5 32 13,0 350 260 / 1:9 0,0005 - 3,0 0,45 96,5495 210 / 11,5 18 54 350 / 8,5 41 14,0 450 210 / 1:7 - 0,0005 3,0 0,6 96,3995 310 / 12,5 25 55 500 / 10,5 48 15,5 400 210 / 1:7 0,0005 - 3,0 1,0 95,9995 420 / 13,5 31 56 600 / 11,0 55 16,5 500 100 / 1:5 0,0005 - 3,0 1,5 95,4995 450 / 14,5 31 57 150 / 6,5 23 10,5 180 100 / 1:5 - 0,1 3,0 0,01 96,89 120 / 9,5 13 58 150 / 6,0 25 12,0 100 0,5 / 1:4 - 0,1 3,0 0,1 96,8 120 /10,5 11 59 200 / 6,4 31 13,0 200 260 / 1:9 0,1 - 3,0 0,25 96,65 150 / 9,0 17

Продолжение таблицы 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 60 240 / 6,0 40 10,0 300 0,5 / 1:4 - 0,1 3,0 0,3 96,6 210 / 9,5 22 61 300 / 9,0 33 14,0 350 100 / 1:5 - 0,1 3,0 0,6 96,3 210 / 12,5 17 62 350 / 11,5 30 15,5 450 130 / 1:6 0,1 - 3,0 0,6 96,3 300 / 13,5 22 63 420 / 10,0 42 16,0 450 210 / 1:7 - 0,1 3,0 1,0 95,9 380 / 14,5 26 64 500 / 11,5 43 17,0 400 130 / 1:6 0,1 - 3,0 1,5 95,4 420 / 14,5 29 65 150 / 5,6 27 11,0 100 260 / 1:9 - 0,3 3,0 0,01 96,69 120 / 9,5 13 66 180 / 6,5 28 11,0 180 210 / 1:7 - 0,3 3,0 0,1 96,6 150 / 10,0 15 67 200 / 6,5 31 12,5 200 130 / 1:6 - 0,3 3,0 0,25 96,45 130 / 10,4 12,5 68 240 / 8,0 30 12,5 300 100 / 1:5 0,3 - 3,0 0,3 96,4 210 / 11,0 19 69 300 / 6,5 46 10,5 350 260 / 1:9 0,3 - 3,0 0,6 96,1 210 / 9,0 23 70 500 / 10,5 48 12,5 350 100 / 1:5 - 0,3 3,0 0,6 96,1 410 / 11,0 37 71 600 / 12,0 50 15,5 500 210 / 1:7 0,3 - 3,0 1,0 95,7 500 / 13,5 37 72 300 / 9,5 32 14,5 350 210 / 1:7 0,3 - 3,0 0,6 96,1 210 / 13,0 16

Таблица 5

Номер участка нагнетательной скважины Удельная приёмистость нагнетательной скважины, м³/сут/МПа Средний дебит нефти по участку, т/сут Средняя обводнённость по участку, % До обработки После обработки Снижение,
% До После Прирост До После Снижение, % 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 25 22,5 10 7,3 10,9 3,6 91,5 85,8 6,2 2 28 17 39 12,5 15,2 2,7 93,5 87,5 6,4 3 28 15 46 11,2 14,8 3,6 95,4 90,7 4,9 4 37 20 46 10,6 13,8 3,2 92,3 86,5 6,3 5 35 23 34 14,5 17,9 3,4 85,6 81,2 5,1 6 47 29 38 11,2 14,7 2,5 96,1 91,2 5,1 7 40 24 40 7,5 11,3 3,8 94,3 88,5 6,2 8 57 37 35 12,5 16,9 4,4 96,9 92,6 4,4 9 23 11 52 9,4 12,5 3,1 95,4 90,3 5,3 10 28 12 57 10,2 13,8 3,6 92,5 86,7 6,3 11 31 14 55 6,9 10,6 3,7 93,4 87,9 5,9 12 36 21 42 9,7 12,9 3,2 95,4 90,7 4,9 13 47 28 40 15,4 18,3 2,9 95,2 89,5 6,0 14 39 18 54 8,9 12,4 3,5 92,4 87,3 5,5 15 52 34 35 11,3 15,2 3,9 94,6 90,2 4,7 16 48 32 33 8,2 11,5 3,3 91,2 85,4 6,4 17 24 16 33 12,6 15,8 3,2 89,6 84,9 5,2 18 33 13 60 8,5 11,6 3,1 90,5 85,6 5,4 19 27 24 10 7,2 10,8 3,6 89,6 85,4 4,7 20 34 21 38 10,5 13,9 3,4 90,5 85,8 5,2 21 27 16 41 7,6 10,9 3,3 92,5 87,6 5,3 22 32 18 44 12,5 15,7 3,2 89,5 85,4 4,6 23 47 30 36 10,3 14,5 4,2 90,5 85,4 5,6 24 57 40 30 13,5 16,6 3,1 92,7 88,4 4,6 25 24 16 33 10,9 14,2 3,3 95,3 90,5 5,0 26 26 13 50 14,3 17,8 3,5 93,5 88,9 4,9 27 30 12 60 8,6 11,2 2,6 95,3 89,9 5,7 28 37 23 38 13,5 17,3 3,8 95,2 90,6 4,8 29 47 29 38 10,1 14,6 4,5 92,4 87,6 5,2 30 37 19 49 8,3 11,5 3,2 93,5 89,3 4,5 31 48 37 23 6,4 10,8 4,2 91,3 86,6 5,1 32 45 30 33 9,3 12,8 3,5 93,6 89,3 4,6 33 27 14 48 10,9 14,3 3,4 94,2 89,8 4,7 34 28 16 43 11,2 14,6 3,4 95,3 90,4 5,1 35 31 12 60 12,6 15,8 3,2 93,1 88,2 5,3 36 35 18 49 8,1 11,5 3,4 89,6 85,1 5,0 37 37 20 46 15,6 19,6 4,0 90,1 85,4 5,2 38 32 19 41 12,5 15,6 3,1 93,5 89,2 4,6

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 39 53 28 47 9,7 12,9 3,2 95,3 90,7 4,8 40 49 32 35 18,9 22,3 3,4 94,2 87,9 6,7 41 26 15 42 8,9 12,8 3,9 93,1 88,1 5,4 42 31 13 58 7,8 11,6 3,8 94,4 88,7 6,0 43 21 12 43 8,9 11,8 2,9 93,5 88,4 5,5 44 40 21 48 14,6 18,1 3,5 89,7 85,4 4,8 45 52 31 42 9,1 13,5 4,4 91,2 85,6 6,1 46 48 28 42 10,9 14,6 3,7 90,7 86,3 4,9 47 48 30 38 8,9 11,9 3,0 96,1 89,5 6,9 48 43 26 40 13,5 16,8 3,3 97,0 91,3 5,9 49 24 13 46 8,9 12,6 3,7 97,1 91,9 5,4 50 23 10 56 8,1 11,3 3,2 96,5 91,4 5,3 51 27 12 56 11,8 14,9 3,1 90,1 85,6 5,0 52 33 18 45 9,7 12,8 3,1 88,3 82,9 6,1 53 32 18 44 7,9 11,6 3,7 87,9 82,6 6,0 54 41 25 39 15,1 17,9 2,8 90,4 85,6 5,3 55 48 31 35 10,1 14,7 3,6 96,3 90,4 6,1 56 55 31 44 9,9 13,3 3,4 89,3 84,3 5,6 57 23 13 43 9,8 13,7 3,9 97,6 92,4 5,3 58 25 11 56 11,6 14,8 3,2 97,5 92,4 5,2 59 31 17 45 8,9 11,9 3,0 96,4 90,1 6,5 60 40 22 45 11,7 14,6 2,9 97,2 91,3 6,1 61 33 17 48 8,6 11,6 3,0 93,2 87,1 6,5 62 30 22 27 9,7 13,1 3,4 91,2 85,6 6,1 63 42 26 38 9,5 13,4 3,9 86,1 81,3 5,6 64 43 29 33 12,3 16,3 4,0 95,7 90,7 5,2 65 27 13 52 8,8 11,8 3,0 93,7 89,1 4,9 66 28 15 46 11,6 15,9 4,3 92,3 86,7 6,1 67 31 12,5 60 9,6 13,6 4,0 90,3 84,7 6,2 68 30 19 37 8,2 11,8 3,6 87,4 82,3 5,8 69 46 23 50 11,5 14,9 3,4 85,3 79,7 6,6 70 48 37 23 10,3 14,2 3,9 89,1 84,1 5,6 71 50 37 26 8,8 11,9 3,1 97,1 90,7 6,6 72 32 16 50 11,6 15,8 4,2 90,5 84,6 6,5 Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин табл. 4.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Способ разработки нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины. При этом предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн Da до 12 млн Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя. Причем в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %. В качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %. Определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр._скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V_смеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С_пор.ц. исходя из приемистости нагнетательной скважины. При Пр._скв. 150-200 м³/сут V_смеси 100-200 м³, С_пор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр._скв. 200-300 м³/сут V_смеси 200-350 м³, С_пор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр. _скв. 300-600 м³/сут V_смеси 350-500 м³, С_пор.ц. 0,6-1,5 мас. %. Указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³ в объёме 15 м³ и возобновляют заводнение. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта. 5 табл., 3 пр.

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн Da до 12 млн Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя, а в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, в качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр._скв., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V_смеси и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С_пор.ц. исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр._скв. 150-200 м³/сут V_смеси 100-200 м³, С_пор.ц. 0,01-0,25 мас. %, при Пр._скв. 200-300 м³/сут V_смеси 200-350 м³, С_пор.ц. 0,25-0,6 мас. %, при Пр._скв. 300-600 м³/сут V_смеси 350-500 м³, С_пор.ц. 0,6-1,5 мас. %, указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм³ до 260 г/дм³ в объёме 15 м³ и возобновляют заводнение.