Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

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

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 при разработке неоднородных коллекторов, особенно гидрофобных или со смешанной смачиваемостью и соответственно невысокая нефтеотдача пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем разработку нефтяного пласта заводнением, закачку в нагнетательные скважины оторочек водного раствора, содержащего щелочь, полимер, поверхностно-активное вещество (ПАВ), культуру микроорганизмов (КМ), питательную среду (ПС) и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению на начальном этапе разработку месторождения ведут закачкой воды в объеме, достаточном для достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50%, после достижения отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м² площади остаточных геологических запасов нефти (ОГЗ), выявляют выработанные участки пласта, где в очаговые нагнетательные скважины осуществляют закачку указанного раствора при следующем соотношении компонентов, мас. %: щелочь не более 5, полимер не более 1, ПАВ не более 0,5, KM не более 0,05, ПС не более 0,5, вода остальное, с изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ 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 удельных ОГЗ очага, т/м², a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для x_max, равном 0, и при x_min, равном 1, из системы уравнений:

где x_max и x_min - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ, 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 его гидрофобность. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить задачи повышения нефтеотдачи в таких условиях. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора, разрабатывается очаговым заводнением: в центре каждого очага расположена нагнетательная скважина с добывающими скважинами вокруг.

Продуктивный пласт разрабатывают закачкой пресной, сточной или пластовой воды. После достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой не менее 50% и отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти более 70% строят карты распределения удельных на 1 м² площади ОГЗ. По картам выявляют выработанные участки пласта. Для очагов с наименьшими ОГЗ закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %:

- щелочь - не более 5,

- полимер - не более 1,

- ПАВ - не более 0,5,

- KM - не более 0,05,

- ПС - не более 0,5,

- вода - остальное.

С изменением концентрации С компонентов в указанном растворе пропорционально установленному значению ОГЗ 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 удельных ОГЗ очага, т/м², a, b - коэффициенты линейного уравнения, которые определяют при значении y для x_max, равном 0, и при x_min, равном 1, из системы уравнений:

где x_max и x_min - значение соответственно максимальных и минимальных удельных ОГЗ.

Таким образом, для наибольших ОГЗ ведут закачку только воды без добавления состава веществ (т.е. содержание щелочи, полимера, ПАВ, микроорганизмов с питательной средой составляет 0). Для промежуточных значений ОГЗ закачивают состав с концентрацией веществ С пропорционально остаточным запасам.

Согласно расчетам, если компенсации отбора жидкости закачкой менее 50%, то пласт недостаточно заводнен и прирост нефтеотдачи от закачки щелочи, полимера, ПАВ и микроорганизмов практически не отличается от закачки воды без данных веществ. Также если отбор нефти от начальных извлекаемых запасов нефти менее 70%, то расчеты показали, что закачка веществ экономически нецелесообразна ввиду возможности применения обычного заводнения и достижения аналогичных темпов отбора. Таким образом, применение метода целесообразно проводить для более заводненных и более выработанных пластов.

Подобный подход с закачкой в зоны с наименьшими запасами нефти максимальной концентрации веществ в воде позволяет лучше вырабатывать данные участки за счет повышения коэффициента вытеснения. При этом чем больше запасов нефти, тем концентрацию веществ в воде необходимо уменьшать. Таким образом, метод позволяет повысить равномерность выработки запасов нефти и, соответственно, коэффициент нефтеизвлечения.

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 коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения способа

Продуктивный пласт нефтяного месторождения, представленный карбонатным типом коллектора, 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 из себя очаг заводнения. Таким образом, выделяют четыре очага.

После достижения накопленной компенсации отбора жидкости закачкой 50% и отбора нефти от начальных извлекаемых запасов нефти 70% строят карты распределения удельных на 1 м² площади остаточных геологических запасов. По картам выявляют выработанные участки пласта. Так средние удельные остаточные геологические запасы нефти для каждого очага составляют:

- 0,2 т/м² для первого очага,

- 0,4 т/м² для второго очага,

- 0,8 т/м² для третьего очага,

- 0,7 т/м² для четвертого очага.

Для первого очага с наименьшими остаточными запасами (т.е. с y₁=1) закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %:

- вода сточная - 92,95.

Для третьего очага с наибольшими остаточными запасами ведут закачку только сточной воды без добавления компонентов. Для промежуточных значений остаточных запасов (т.е. второго и четвертого очагов) закачивают состав с концентрацией компонентов пропорционально остаточным запасам. Чтобы найти коэффициент пропорциональности, составляют систему уравнений линейного вида y=a·x+b, зная что для удельных запасов 0,8 т/м² значение коэффициента пропорциональности y₃ составляет 1, а для удельных запасов 0,2 т/м² значение коэффициента пропорциональности y₁=0:

откуда находят a=-1,667 и b=1,333.

Таким образом, получают уравнение

где x - значение удельных остаточных геологических запасов нефти для каждого очага, y - коэффициент пропорциональности.

Находят коэффициенты пропорциональности для второго очага y₂=-1,667·x₂+1,333=-1,667·0,4+1,333=0,667 и для четвертого очага y₄=-1,667·x₄+1,333=-1,667·0,7+1,333=0,166.

Для второго очага, зная y₂, рассчитывают и закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %,

- вода сточная - 100-(3,34+0,67+0,33+0,03+0,33)=95,30.

Для четвертого очага, зная y₄, рассчитывают и закачивают оторочку раствора с содержанием следующих компонентов, мас. %,

- вода сточная - 100-(0,83+0,17+0,08+0,01+0,08)=98,83.

В каждом очаге в качестве щелочи используют NaOH и в качестве полимера - РД-1030 (низкомолекулярный triol polyoxpropylene), ПАВ - АФ 9-20 (неонол по ТУ 2483-077-05766801-98), культуры микроорганизмов - препарат «Деворойл» (штаммы микроорганизмов по ТУ 9291-0,21-45181233-97), питательная среда - диаммоний фосфат (ГОСТ 19651-74 с изм. №№1-4) и перекись водорода (ГОСТ 177-88Е с изм. №1).

После закачки данных оторочек скважины пускают в работу. Среднесуточный суммарный дебит нефти со всех девяти добывающих скважин в первый месяц вырос с 40 т/сут до 68 т/сут. Эффект длился 2 года. После падения дебита нефти до 40 т/сут вновь строят карты распределения удельных остаточных геологических запасов нефти, заново рассчитывают коэффициенты пропорциональности, циклы закачки оторочек состава повторяют. Для стимуляции работы очагов с большими удельными остаточными запасами, проводят в добывающих и нагнетательных скважинах нефтекислотные гидроразрывы пласта.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта месторождения.

В результате разработки пласта, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто с рассматриваемого пласта 188,3 тыс.т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,569, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,410. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 170,8 тыс.т нефти, коэффициент вытеснения составил 0,517, КИН - 0,372. При этом коэффициент вытеснения при закачке сточной воды - 0,462. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента вытеснения и увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.