Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Известен способ разработки нефтяного 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, причем закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15мас.% и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером, при этом 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 радиальное распространение суспензии силикатного геля вокруг скважины, что приводит к снижению эффективности закачки краевых нагнетательных скважин по причине ухода рабочего агента за пределы контура водонефтяного контакта (ВНК).

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU № 2704166, МПК Е21В 43/22, опубл. 24.10.2019 г., Бюл. № 30), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас.%, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас.% в объемном отношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - Vраствора силиката и концентрацию суспензии силикатного геля - Ссуспензии геля, а также отношение объема указанного раствора ПАВ - Vраствора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля – Vсуспензии геля выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр.скв., а именно при Пр.скв. 150-250 м³/сут - Vраствора силиката 3-7 м³, Ссусп. 0,005-6,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(1-3), при Пр.скв. 250-350 м³/сут - Vраствора силиката 7-12 м³, Ссусп. 6,0-12,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(3-6), при Пр.скв. 350-500 м³/сут - Vраствора силиката 12-20 м³, Ссусп. 8,0-20,0 мас.%, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм³ в объеме 10-15 м³ и возобновляют заводнение.

Недостатком способа является распространение рабочего агента вокруг забоя скважины, что снижает эффективность закачки краевых нагнетательных скважин по причине ухода рабочего агента в противоположном направлении от добывающих скважин.

Проведенный анализ по характеру работы скважин показывает, что для повышения технологической эффективности процесса (дополнительная добыча нефти/масса закаченного раствора) необходимо уменьшить объем непроизводительной работы рабочего агента за счет направленной закачки гелеобразующих композиций.

Технической задачей является повышение технологической эффективности МУН за счет предварительной блокировки гелеобразующими композициями направления распространения рабочего агента к контуру водонефтяного контакта (ВНК) в область нецелевой закачки на краевых нагнетательных скважинах, тем самым исключая непроизводительную работу рабочего агента в этой области.

Техническая задача решается способом повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), включающем определение приемистости нагнетательной скважины, допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты, расчет объемов закачки рабочего агента, определение режимов закачки рабочего агента, закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих композиций и рабочего агента, отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, определяют остаточные запасы нефти по участку краевой нагнетательной скважины, также определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с краевой нагнетательной скважиной, с соотношением краевой нагнетательной скважины к добывающим не менее 1:2, затем на краевых нагнетательных скважинах закрывают перфорацию путем установки цементного моста, выполняют направленную перфорацию по направлению к контуру ВНК в область нецелевой закачки, при этом угол перфорации для области нецелевой закачки рассчитывают по формуле:

где α - угол перфорации для области нецелевой закачки, градус,

α1 – угол определения области целевой закачки, градус,

далее закачивают гелеобразующие композиции, по технологии выравнивания профиля приемистости, в область нецелевой закачки краевой нагнетательной скважины в объеме не менее 15 м³ на 1 м толщины пласта, после этого вторично закрывают перфорацию установкой цементного моста, выполняют направленную перфорацию по направлению к целевой центральной зоне залежи области целевой закачки, при этом угол перфорации для области целевой закачки рассчитывают по формуле:

где β - угол перфорации для области целевой закачки, градус,

α1– угол определения области целевой закачки, градус,

затем рассчитывают объемы закачки рабочего агента, равные по величине 1,5 % от порового объема участка воздействия и определяют режимы закачки рабочего агента, равные по величине - 0, 63 % от порового объема участка воздействия в месяц, и производят закачку рабочего агента в область целевой закачки краевых нагнетательных скважин.

На чертеже представлена схема расположения добывающих скважин 1 и краевых нагнетательных скважин 2 при реализации способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают участок нефтяной залежи краевой нагнетательной скважины 2 (см. чертеж). Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют остаточные запасы нефти по участку краевой нагнетательной скважины 2. Определяют приемистость краевой нагнетательной скважины 2, допустимое давление на эксплуатационную колонну (на чертеже не показана) и пласты (на чертеже не показаны). Определяют добывающие скважины 1, гидродинамически связанные с краевой нагнетательной скважиной 2, с соотношением краевых нагнетательных скважины 2 к добывающим 1 не менее 1:2.

На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемость коллектора, толщина нефтенасыщенного пласта, пористость, дебит по нефти по участку, обводненность добываемой продукции), приемистости краевых нагнетательных скважин 2 подбирают рабочий агент. В качестве рабочего агента, например, используют щелочь – поверхностно - активное вещество (ПАВ) -полимерный раствор, закачиваемый в пласт.

Затем на краевых нагнетательных скважинах 2 закрывают перфорацию (на чертеже не показана) путем установки цементного моста (на чертеже не показан) (например, устанавливают цементный мост по патенту RU № 2247824, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.03.2005 г., Бюл. № 7). Далее выполняют направленную перфорацию (например, выполняют перфорацию по патенту RU № 39165, МПК E21B 43/114, опубл. 20.07.2004 г., Бюл. № 20) по направлению к контуру ВНК в области нецелевой закачки 3.

Угол перфорации для области нецелевой закачки 3 рассчитывают по формуле:

где α - угол перфорации для области нецелевой закачки, градус,

α1 – угол определения области целевой закачки, градус.

Вслед за тем закачивают гелеобразующие композиции, по технологии выравнивания профиля приемистости (например, по технологии по патенту RU № 2610961, МПК E21B 43/12, С09K 8/508, E21B 43/22, опубл. 17.02.2017г., Бюл. № 5), в область нецелевой закачки 3 краевой нагнетательной скважины 2 в объеме не менее 15 м³ на 1 м толщины пласта для создания экрана по толщине (на чертеже не показана) и протяженности пласта (на чертеже не показан). В качестве гелеобразующих композиций, например, используют модифицированные полимерные композиции, исключающие распространение рабочего агента в область нецелевой закачки 3, рассчитанные на гидродинамической модели. После этого вторично закрывают перфорацию установкой цементного моста (например, устанавливают цементный мост по патенту RU № 2247824, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.03.2005 г., Бюл. № 7), выполняют направленную перфорацию в области целевой закачки 4 (например, выполняют перфорацию по патенту RU № 39165, МПК E21B 43/114, опубл. 20.07.2004 г., Бюл. № 20). Угол перфорации для области целевой закачки 4 рассчитывают по формуле:

где β - угол перфорации для области целевой закачки, градус,

α1 – угол определения области целевой закачки, градус,

вслед за тем рассчитывают объемы рабочего агента, равные по величине - 1,5 % от порового объема участка воздействия и определяют режимы закачки рабочего агента, равные по величине - 0, 63 % от порового объема участка воздействия в месяц. Производят закачку рабочего агента в область целевой закачки 4 через краевые нагнетательные скважины 2 и отбирают продукцию через добывающие скважины 1.

Пример осуществления способа.

Выбрали залежь терригенных отложений бобриковского горизонта для реализации полимерного заводнения. Провели комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определили остаточные запасы нефти, равные объему 5000 т на 1 добывающую скважину, по участку краевой нагнетательной скважины 2. Определили приемистость нагнетательной скважины 2, достаточной для осуществления вязкого раствора объемом 85 м³/сут при давлении закачки 198 атм. По карте разработки определили добывающие скважины 1, гидродинамически связанные с краевой нагнетательной скважиной 2, с соотношением краевой нагнетательной скважины 2 к добывающим 1 - 1:2.

На основе анализа геолого-технологических показателей (средняя проницаемость коллектора - 638 мД, средняя толщина нефтенасыщенного продуктивного пласта - 3,8 м, пористость - 0,21 д.ед., дебит жидкости 80 м³/сут по участку, обводненность в пределах 60-98 % добываемой продукции) подобрали щелочь-ПАВ-полимерный раствор, в объеме 1893 м³, рассчитанном на гидродинамической модели. Далее на краевых нагнетательных скважинах 2 закрыли перфорацию (на чертеже не показана) путем установки цементного моста (на чертеже не показан) (например, устанавливают цементный мост по патенту RU № 2247824, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.03.2005 г., Бюл. № 7). Затем выполнили направленную перфорацию (например, выполняли перфорацию по патенту RU № 39165, МПК E21B 43/114, опубл. 20.07.2004 г., Бюл. № 20) по направлению к контуру ВНК в область нецелевой закачки 3, при этом рассчитали угол перфорации для области нецелевой закачки 3 α = 141^о.

Следом закачали модифицированную полимерную композицию, по технологии выравнивания профиля приемистости (например, по технологии по патенту RU № 2610961, МПК E21B 43/12, С09K 8/508, E21B 43/22, опубл. 17.02.2017г., Бюл. № 5), в область нецелевой закачки 3 краевой нагнетательной скважины 2 в объеме 710,3 м³, достаточном для создания экрана по толщине 3,8 м (на чертеже не показана) и протяженности 20 м пласта (на чертеже не показан), исключающая распространение щелочь-ПАВ-полимерного раствора в область нецелевой закачки 3. После этого вторично закрыли перфорацию установкой цементного моста (например, устанавливали цементный мост по патенту RU № 2247824, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.03.2005 г., Бюл. № 7), выполнили направленную перфорацию в области целевой закачки 4 (например, выполнили перфорацию по патенту RU № 39165, МПК E21B 43/114, опубл. 20.07.2004 г., Бюл. № 20), при этом рассчитали угол перфорации для области целевой закачки 4 β=39^о. Вслед за тем произвели закачку щелочь-ПАВ-полимерного раствора в объеме 1893 м³ в область целевой закачки 4 через краевые нагнетательные скважины 2 и отобрали продукцию через добывающие скважины 1.

Предлагаемый способ повышает технологическую эффективность процесса (отношение дополнительной добычи нефти на массу закаченного раствора) в среднем на 15-20%, что позволяет снизить расход реагентов в 1,47 раза по сравнению с методом без использования данного способа.

Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) позволит повысить технологическую эффективность МУН за счет предварительной блокировки гелеобразующими композициями направления распространения рабочего агента к контуру водонефтяного контакта (ВНК) области нецелевой закачки на краевых нагнетательных скважинах, тем самым исключая непроизводительную работу рабочего агента в этой области.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Техническим результатом является увеличения нефтеотдачи пласта. Заявлен способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты, расчет объемов закачки рабочего агента, определение режимов закачки рабочего агента, закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих композиций и рабочего агента, отбор нефти через добывающие скважины. При этом проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют остаточные запасы нефти по участку краевой нагнетательной скважины. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с краевой нагнетательной скважиной, с соотношением краевой нагнетательной скважины к добывающим не менее 1:2. На краевых нагнетательных скважинах закрывают перфорацию путем установки цементного моста, выполняют направленную перфорацию по направлению к контуру ВНК в область нецелевой закачки. Далее закачивают гелеобразующие композиции, по технологии выравнивания профиля приемистости, в область нецелевой закачки краевой нагнетательной скважины в объеме не менее 15 м³ на 1 м толщины пласта, после этого вторично закрывают перфорацию установкой цементного моста. Выполняют направленную перфорацию по направлению к целевой центральной зоне залежи области целевой закачки. Далее рассчитывают объемы закачки рабочего агента, равные по величине 1,5 % от порового объема участка воздействия, определяют режимы закачки рабочего агента, равные по величине - 0,63 % от порового объема участка воздействия в месяц, и производят закачку рабочего агента в область целевой закачки краевых нагнетательных скважин. 1 ил.

Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, допустимого давления на эксплуатационную колонну и пласты, расчет объемов закачки рабочего агента, определение режимов закачки рабочего агента, закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих композиций и рабочего агента, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, определяют остаточные запасы нефти по участку краевой нагнетательной скважины, также определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с краевой нагнетательной скважиной, с соотношением краевой нагнетательной скважины к добывающим не менее 1:2, затем на краевых нагнетательных скважинах закрывают перфорацию путем установки цементного моста, выполняют направленную перфорацию по направлению к контуру ВНК в область нецелевой закачки, при этом угол перфорации для области нецелевой закачки рассчитывают по формуле:

где α - угол перфорации для области нецелевой закачки, градус,

α1 – угол определения области целевой закачки, градус,

далее закачивают гелеобразующие композиции, по технологии выравнивания профиля приемистости, в область нецелевой закачки краевой нагнетательной скважины в объеме не менее 15 м³ на 1 м толщины пласта, после этого вторично закрывают перфорацию установкой цементного моста, выполняют направленную перфорацию по направлению к целевой центральной зоне залежи области целевой закачки, при этом угол перфорации для области целевой закачки рассчитывают по формуле:

где β - угол перфорации для области целевой закачки, градус,

α1 – угол определения области целевой закачки, градус,

затем рассчитывают объемы закачки рабочего агента, равные по величине 1,5 % от порового объема участка воздействия и определяют режимы закачки рабочего агента, равные по величине - 0,63 % от порового объема участка воздействия в месяц, и производят закачку рабочего агента в область целевой закачки краевых нагнетательных скважин.