СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину. В пласт с малоактивной нефтью закачивают водный раствор щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом с предварительно определенной оптимальной концентрацией, после чего скважину останавливают на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого при проведении процесса капиллярной пропитки (патент РФ 2070282, кл. E21B 43/22, опубл. 10.12.1996).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий отбор нефти через добывающую скважину и чередующуюся закачку в пласт щелочных оторочек глинистой суспензии и дисперсии полимера. В щелочные оторочки дополнительно вводят поверхностно-активные вещества (ПАВ) и их предварительно вспенивают, при этом в щелочную дисперсию полимера дополнительно вводят реагент ″Комета-Р″ (патент РФ №2211317, опубл. 27.08.2003, прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокий коэффициент вытеснения и коэффициент охвата при разработке неоднородных коллекторов, особенно с вязкой нефтью и различной проницаемостью коллектора, и соответственно невысокая нефтеотдача пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта с вязкой нефтью, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, биополимер, поверхностно-активное вещество (ПАВ), культуру бактерий и питательные соли (ПС), и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, после разбуривания месторождения строят карты распределения проницаемости пласта, на скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, и при накопленном отборе нефти не более 50% от начальных извлекаемых запасов проводят гидравлический разрыв пласта, по данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти, в участках пласта через нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочь не более 5, биополимер не более 1, ПАВ не более 0,5, культура углеводородокисляющих бактерий (КУБ) не более 0,1, ПС не более 0,8, вода - остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению вязкости нефти для каждого очага С определяют по зависимости , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем y рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение вязкости нефти очага, мПа·с, a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для x_max равном 1 и при x_min равном 0 из системы уравнений:

где x_max и x_min - значения соответственно максимальной и минимальной вязкости нефти, циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН), таких как АСП (закачка щелочи, ПАВ и полимера) и различных биологических МУН, существенное влияние оказывает неоднородность коллектора и вязкость насыщающей ее нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить задачи повышения нефтеотдачи в таких условиях. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом

Неоднородный продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора с высоковязкой нефтью, разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами и разрабатывают очаговым заводнением пресной, сточной или пластовой воды. В центре каждого очага расположена нагнетательная скважина с добывающими скважинами вокруг.

По данным геофизических и/или гидродинамических исследований строят карты распределения проницаемости пласта. На скважинах с проницаемостью пласта, меньшей в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту, а также при накопленном отборе нефти от начальных извлекаемых запасов не более 50%, проводят гидравлический разрыв пласта в добывающих и нагнетательных скважинах.

Согласно расчетам, если проницаемость участков пласта меньше в два раза и более чем средняя проницаемость по пласту в целом, то закачка щелочи, ПАВ, биополимера и культуры бактерий не позволяет добиться равномерности выработки запасов, т.е. снижается коэффициент охвата и, соответственно, нефтеотдача. Для повышения равномерности выработки необходимо дополнительно повысить продуктивность скважин, вскрывающих такие низкопроницаемые участки пласта. Для этого проводят пропантный или кислотный гидроразрыв пласта. Однако если накопленный отбор нефти данных низкопроницаемых участков от начальных извлекаемых запасов более 50%, то, согласно исследованиям, гидроразрыв пласта приводит к прорыву воды, что ухудшает конечную нефтеотдачу. Также согласно расчетам, если проницаемости участков пласта отличаются менее чем в два раза по сравнению со средней проницаемостью пласту в целом, то закачка щелочи, ПАВ, биополимера и культуры бактерий позволяет вырабатывать запасы равномерно без применения гидроразрыва пласта и, соответственно, достигать требуемых значений нефтеотдачи.

По данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти. В участки пласта с наибольшей вязкостью нефти закачивают в нагнетательные скважины оторочку раствора, мас.%:

- щелочь - не более 5,

- биополимер - не более 1,

- ПАВ - не более 0,5,

- КУБ - не более 0,1,

- ПС - не более 0,8,

- вода - остальное,

с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению вязкости нефти для каждого очага С определяют по зависимости , где к - вид компонента, n - номер очага, y - коэффициент пропорциональности каждого очага, причем у рассчитывают по линейному уравнению y=a·x+b, где x - значение вязкости нефти очага, мПа·с, a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для x_max равном 1 и при x_min равном 0 из системы уравнений:

где x_max и x_min - значения соответственно максимальной и минимальной вязкости нефти.

Таким образом, в участки пласта с наименьшей вязкостью нефти ведут закачку только воды без добавления состава веществ (т.е. содержание щелочи, биополимера, ПАВ, бактерий с ПС составляет 0). В участки с промежуточными значениями вязкости нефти закачивают состав с концентрацией веществ пропорционально вязкости нефти.

Согласно расчетам, подобный подход с закачкой в зоны с высоковязкой нефтью максимальной концентрации веществ в воде позволяет лучше вырабатывать данные участки. При этом чем меньше вязкость нефти, тем концентрацию веществ в воде необходимо уменьшать. Основное воздействие на вязкость нефти здесь оказывают углеводородоокисляюще бактерии. Метод позволяет повысить равномерность выработки запасов нефти и, соответственно, коэффициент охвата пласта. Применение же в комплексе щелочи, биополимера, ПАВ и бактерий, согласно исследованиям, приводит к повышению коэффициента вытеснения.

Циклы закачки оторочек состава повторяют при падении дебитов нефти до уровня перед проведением закачки состава. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта месторождения.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения способа

Продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный карбонатным типом коллектора, разбуривается добывающими и нагнетательными скважинами и разрабатывается с заводнением сточной водой. На продуктивный пласт пробурены четыре нагнетательные скважины и девять добывающих скважин по сетке 300×300 м. Каждая нагнетательная скважина с окружающими добывающими представляет собой очаг заводнения. Таким образом, выделяют четыре очага.

По данным геофизических исследований строят карты распределения проницаемости пласта. Средняя проницаемость пласта составляет 190 мД. На первом и третьем участках выявили три добывающие и одну нагнетательную скважины, где проницаемость пласта меньше 95 мД. Из них одна добывающая скважина отобрала более 50% нефти от начальных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину. Исключив данную скважину, в оставшихся двух добывающих и одной нагнетательной скважинах проводят нефтекислотный гидравлический разрыв пласта.

По данным проб нефти скважин строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти. Так, средняя вязкость нефти каждого участка (очага) пласта составляет:

- 58 мПа·с для первого очага,

- 36 мПа·с для второго очага,

- 91 мПа·с для третьего очага,

- 129 мПа·с для четвертого очага.

Для четвертого очага с наибольшей вязкостью нефти закачивают в нагнетательную скважину оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас.%:

- вода - 92,6.

Для второго очага с наименьшей вязкостью нефти ведут закачку в нагнетательную скважину только сточной воды без добавления компонентов. Для промежуточных значений остаточных запасов (т.е. первого и третьего очагов) закачивают состав с концентрацией компонентов пропорционально вязкости нефти. Чтобы найти коэффициент пропорциональности, составляют систему уравнений линейного вида y=a·x+b, зная что для очага с вязкостью нефти 129 мПа·с значение коэффициента пропорциональности y₄ составляет 1, а для очага с вязкостью нефти 36 мПа·с значение коэффициента пропорциональности y₂=0:

откуда находят a=0,011 и b=-0,396.

Таким образом, получают уравнение

где x - значение вязкости нефти для каждого очага,

y - коэффициент пропорциональности.

Находят коэффициенты пропорциональности для первого очага y₁=0,011·x₁-0,396=0,011·58-0,396=0,242 и для третьего очага y₃=0,011·x₃-0,396=0,011·91-0,396=0,605.

Для первого очага, зная y₁, рассчитывают и закачивают в нагнетательную скважину оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас.%:

- вода сточная - 100-(1,21+0,24+0,12+0,02+0,19)=98,22.

Для третьего очага, зная y₃, рассчитывают и закачивают в нагнетательную скважину оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас.%:

- вода сточная - 100-(3,03+0,61+0,30+0,06+0,48)=95,52.

В каждом очаге в качестве щелочи используют NaOH и в качестве биополимера - биополимер, продуцируемый бактериями Pseudomonas Putida 110, ПАВ - АФ-120 (неонол по ТУ 2483-077-05766801-98), культуры углеводородоокисляющих бактерий - штаммы Pseudomonas species и Rhodoccocus erythropolis, питательные соли - MgSO₄, NH₄NO₃, CH₃COONa.

После закачки в нагнетательные скважины данных оторочек скважины ведут с закачкой сточной воды. Среднесуточный суммарный дебит нефти со всех девяти добывающих скважин в первый месяц вырос с 32 т/сут. до 60 т/сут. Эффект длился 1,2 года. После падения дебита нефти до 32 т/сут. вновь проводят замеры вязкости добываемой нефти, строят карты распределения участков пласта по вязкости нефти. Заново рассчитывают коэффициенты пропорциональности, циклы закачки оторочек состава повторяют.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта месторождения.

В результате разработки пласта, которую ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с рассматриваемого пласта 250,7 тыс. т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,545, коэффициент охвата - 0,756, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,412. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 204,5 тыс. т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,492, коэффициент охвата - 0,682, КИН - 0,336. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,076.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициентов вытеснения, охвата и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.