Способ увеличения нефтеотдачи пласта Российский патент 2023 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может найти применение для увеличения темпов отборов углеводородов из пластов при ПАВ-полимерном заводнении.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2244812, МПК E21B 43/22, C09K 8/584, опубл. 20.01.2005 г., Бюл. № 2), включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии Сульфацелла через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину. Указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) АФ9-12 при следующем соотношении реагентов, мас. %: СЦ 0,5 - 1, АФ9-12 0,01 - 0,1, вода остальное.

Недостатком способа является отсутствие воздействия на радиус дренирования добывающих скважин, т.е. закачка данной оторочки будет образовывать вал нефти, который будет идти по направлению к добывающим скважинам, но не будет извлечен в полной мере из-за небольшого радиуса дренирования добывающих скважин.

Известен способ увеличения нефтеотдачи пласта (патент RU № 2483202, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.05.2013 г., Бюл. № 15), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины. В нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ, или полимер, или смесь ПАВ с полимером. Закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас. % и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером. Оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном отношении к оторочке ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1), начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.

Недостатком способа является блокирования большого количества каналов, в том числе с остаточной нефтью, оторочками силикатного геля, что не способствует увеличению нефтеотдачи пласта.

Для сохранения тех же дебитов жидкости при ПАВ-полимерном заводнении, необходимо понижать забойные давления, увеличивать депрессию, что физически естественно, так как вода с меньшей вязкостью двигается быстрее, чем полимерный раствор при равной разнице в давлениях. К тому же фронт вытеснения нефти при ПАВ-полимерном заводнении имеет радиальное течение от нагнетательной скважины, соответственно, чтобы отобрать больше нефти необходимо увеличивать радиус дренирования.

Технической задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта при одновременном воздействии на добывающие и нагнетательные скважины, а именно проведение гидравлического разрыва пласта на добывающих скважинах во время прихода вала нефти, образованного в результате ПАВ-полимерного воздействия.

Техническая задача решается способом увеличения нефтеотдачи пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину смеси ПАВ с полимером, отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что выбирают участок нефтяной залежи с соотношением нагнетательных скважин к добывающим 1:3-1:5, затем проводят отбор нефти через добывающие скважины для измерения значений дебита, межфазного натяжения между нефтью и водой, вязкости воды, определяют приход вала нефти к одной из добывающих скважин по росту значений дебита, понижению в 2 раза значения межфазного натяжения между нефтью и водой и повышению в 1,5 раза значения вязкости воды, затем после снижения значения дебита нефти от максимального значения на 12,5 % проводят гидравлический разрыв пласта в этой добывающей скважине, после проведения гидравлического разрыва пласта добывающую скважину запускают в работу и повторяют комплекс работ на другой отреагировавшей добывающей скважине на закачку смеси ПАВ с полимером, разработку ведут до выработки участка нефтяной залежи.

На фиг. показано изменение дебитов нефти добывающей скважины на участке ПАВ-полимерного заводнения с проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП) (красная линия) и без ГРП (желтая линия).

Способ осуществляют в следующей последовательности. Выбирают участок нефтяной залежи с соотношением нагнетательных скважин к добывающим 1:3-1:5.

Определяют приемистость нагнетательной скважины.

В качестве смеси ПАВ с полимером, например, используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.

Смесь ПАВ с полимером готовят следующим образом. В 99,98-99,3 мас. % воды с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см³ добавляют 0,01-0,2 мас. % ПАВ и 0,01-0,5 мас. % полимера и перемешивают на магнитной мешалке до однородной массы.

Проводят закачку через нагнетательную скважину смеси ПАВ с полимером.

Проводят отбор нефти через добывающие скважины для измерения значений дебита добывающих скважин, межфазного натяжения и вязкости воды.

Определяют приход вала нефти к одной из добывающих скважин по росту значений дебита, понижению в 2 раза значения межфазного натяжения воды и повышению в 1,5 раза значения вязкости воды.

Затем после снижения дебита нефти от максимальных значений на 12,5 % проводят ГРП (например, ГРП осуществляют по патенту RU № 2485306, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.06.2013 г., Бюл. № 17) в этой добывающей скважине.

После проведения ГРП добывающую скважину запускают в работу и повторяют комплекс работ на другой отреагировавшей скважине на закачку смеси ПАВ с полимером. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.

Пример конкретного выполнения.

Выбирают участок нефтяной залежи с соотношением нагнетательных скважин к добывающим 1:4, = 733 тыс. м³, = 1000 мД, = 26 мПа·с, = 28 мПа·с.

Определяют приемистость нагнетательной скважины 100 м³/сут при забойном давлении 90 атм.

В качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь оксиэтилированного алкилфенола на основе тримеров пропилена АФ₉-6 и полиакриламида с молекулярной массой (3-15)·10⁶ при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.

Смесь ПАВ с полимером готовят следующим образом. В 99,98-99,3 мас. % воды с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см³ добавляют 0,01-0,2 мас. % ПАВ и 0,01-0,5 мас. % полимера и перемешивают на магнитной мешалке до однородной массы.

Закачивают ПАВ с полимером в нагнетательную скважину.

Проводят отбор нефти через четыре добывающие скважины. Дебит нефти добывающих скважин составляет 1,5-4,5 т/сут, межфазное натяжение воды составляет 25-28 мН/м и вязкость добываемой воды составляет 1,6-1,8 мПа·с.

При дебите нефти 3-6,8 т/сут, при межфазном натяжении 15 мН/м и при вязкости воды 2,4 мПа·с определяют, что пришел вал нефти к одной из добывающих скважин.

При дебите нефти 2,63-5,95 т/сут проводят ГРП в этой добывающей скважине.

Для этого проводят перфорацию стенок добывающей скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины. Спускают колонну труб с пакером, сажают пакер над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачивают в подпакерную зону гелированную жидкость разрыва. В качестве гелированной жидкости разрыва применяют линейный гель с одновременным добавлением боратного сшивателя и деструктора. После завершения закачки гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин в колонну труб производят их продавку в пласт технологической жидкостью, производят выдержку в течение времени, необходимого для спада давления закачки на 70-80 % от давления продавки в пласт гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность.

Скважину запускают в работу.

Режим добывающей скважины не изменялся – дебит жидкости 15 м³/сут при депрессии 24 атм. Режим нагнетательной скважины также не изменялся – приемистость составляет 100 м³/сут при забойном давлении 90 атм. Затем повторяют комплекс работ на другой отреагировавшей добывающей скважине на закачку смеси ПАВ с полимером. Разработку ведут до выработки участка нефтяной залежи.

Увеличение дебита нефти с 3,5 т/сут до 8,5 т/сут (фиг.), что в дополнительной (к эффекту от ПАВ-полимерного заводнения) накопленной добыче нефти составляет 1400 т за 3 года.

Предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи пласта позволяет увеличить коэффициент охвата и вытеснения за счет комплексного подхода к разработке залежи с одновременным применением интенсификации по технологии ГРП на участке ПАВ-полимерного заводнения, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для увеличения темпов отборов углеводородов из пластов при ПАВ-полимерном заводнении. Способ увеличения нефтеотдачи пласта включает определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину смеси ПАВ с полимером и отбор нефти через добывающие скважины. При этом выбирают участок нефтяной залежи с соотношением нагнетательных скважин к добывающим 1:3-1:5. После чего проводят отбор нефти через добывающие скважины для измерения значений дебита, межфазного натяжения между нефтью и водой, вязкости воды. Далее определяют приход вала нефти к одной из добывающих скважин по росту значений дебита, понижению в 2 раза значения межфазного натяжения между нефтью и водой и повышению в 1,5 раза значения вязкости воды. Затем после снижения значения дебита нефти от максимального значения на 12,5 % проводят гидравлический разрыв пласта в этой добывающей скважине. После проведения гидравлического разрыва пласта добывающую скважину запускают в работу и повторяют комплекс работ на другой отреагировавшей добывающей скважине на закачку смеси ПАВ с полимером. Разработку ведут до выработки участка нефтяной залежи. Обеспечивается повышение нефтеотдачи пласта при одновременном воздействии на добывающие и нагнетательные скважины за счет проведения гидравлического разрыва пласта на добывающих скважинах во время прихода вала нефти, образованного в результате ПАВ-полимерного воздействия. 1 ил.

Способ увеличения нефтеотдачи пласта, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину смеси ПАВ с полимером, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что выбирают участок нефтяной залежи с соотношением нагнетательных скважин к добывающим 1:3-1:5, затем проводят отбор нефти через добывающие скважины для измерения значений дебита, межфазного натяжения между нефтью и водой, вязкости воды, определяют приход вала нефти к одной из добывающих скважин по росту значений дебита, понижению в 2 раза значения межфазного натяжения между нефтью и водой и повышению в 1,5 раза значения вязкости воды, затем после снижения значения дебита нефти от максимального значения на 12,5 % проводят гидравлический разрыв пласта в этой добывающей скважине, после проведения гидравлического разрыва пласта добывающую скважину запускают в работу и повторяют комплекс работ на другой отреагировавшей добывающей скважине на закачку смеси ПАВ с полимером, разработку ведут до выработки участка нефтяной залежи.