Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на карбонатный пласт. Способ предназначен для восстановления и улучшения природных коллекторских свойств карбонатных пластов, содержащих нефть в призабойной зоне нефтедобывающих (нагнетательных скважин.).

Известные способы добычи нефти основаны на принудительном ее извлечении путем вытеснения к добывающей скважине водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением. При этом в процессе бурения нефтяных скважин и последующей эксплуатации происходит изменение фильтрационных свойств карбонатных пластов в призабойной зоне скважин. Ухудшение фильтрации карбонатных пластов существенно снижает производительность скважины. ( Журнал "Нефтяное хозяйство", 1995 г. N 3, с. 65-68.)
Также известен способ добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов, включающий обработку суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе призабойной зоны скважины, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с последующей доставкой нефти из призабойной зоны. Патент РФ N 2105142, МКИ⁶ E 21 В 43/22, 1996.

Недостатком известного способа добычи нефти является невозможность его применения на залежах нефти, подстилаемых пластовыми водами или имеющими небольшой слой 1-3 метра до водоносной части, поскольку кислота в этом случае в силу своей гидрофильности легко проникает в водоносную часть, растворяя породу от интервала вскрытия до водоносной части пласта, непосредственно вдоль ствола скважины. Таким образом формируются условия для прорыва пластовых вод по заколонному пространству на забой скважины и прекращению притока нефти.

Аналогично в нагнетательных скважинах вся закачиваемая вода начинает уходить в непродуктивную зону пласта, не обеспечивая вытеснение нефти.

Наиболее близким аналогом к изобретению является способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, включающий обработку призабойной зоны скважины гидрофобным материалом, а затем кислотой (см. SU 898047, кл. E 21 В 43/22, 25.01.1982).

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка способа добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, обладающего широкими техническими возможностями, позволяющими обеспечить повышение нефтеотдачи карбонатных пластов, содержащих нефть, непосредственно подстилаемых пластами, содержащими воду или имеющими небольшой по толщине раздел 1-3 метра от водоносных пластов. А также повышение производительности добычи нефти и снижение затрат.

Технический результат заключается в обеспечении глубокой по толщине обработки пласта, исключающей проникновение закачиваемой кислоты к зоне водонефтяного контакта и, как следствие, прорыв пластовой воды к забою скважины за счет предварительной обработки призабойной зоны кислото- и водоотталкивающим гидрофобным материалом. Аналогично при обработке нагнетательных скважин обеспечивается производительное использование вытесняющего агента (нагнетаемой воды).

Для достижения технического результата в известном способе добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов, включающем обработку гидрофобным материалом и кислотой призабойной зоны скважины, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны, обработку призабойной зоны нефтедобывающей и/или нагнетательной скважин осуществляют высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом, затем производят закачку через нефтедобывающие и/или нагнетательные скважины в карбонатные нефтесодержащие пласты кислоты или ее растворов с возможностью обеспечения растворения карбонатных соединений и образования пористой структуры в нефтесодержащих пластах, а вытеснение нефти производят через пористую структуру с последующей доставкой ее из призабойной зоны.

Также обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин осуществляют высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом на глубину и в течение времени до величин, обеспечивающих предотвращение проникновения закачиваемой кислоты или ее раствора к зоне водонефтяного контакта и прорыва пластовой воды к забою скважины.

При этом обработку призабойной зоны нефтедобывающей и/или нагнетательной скважин осуществляют последовательно в несколько этапов высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом и кислотой или ее раствором с возможностью обеспечения глубокого проникновения ее в карбонатный нефтесодержащий пласт и образования в этом пространстве пористой структуры.

Причем в качестве высокодисперсного водо- и кислотоотталкивающего гидрофобного материала используют суспензию высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния с содержанием его 0,1 - 0,5 мас.% в органическом растворителе, а в качестве кислоты применяют соляную кислоту, при этом количество кислоты выбирают равным 1-2 тонны на один метр обрабатываемой толщины карбонатного пласта при концентрации ее 12-20 %.

Указанные признаки являются существенными и взаимосвязанными между собой причинно-следственной связью с образованием совокупности существенных признаков, достаточных для достижения указанного технического результата. Так, увеличение продуктивности призабойной зоны нефтесодержащего карбонатного пласта достигается за счет не только восстановления природных коллекторных свойств пласта, а главное за счет создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений. Такое решение существенно влияет на дальнейшее повышение нефтеотдачи карбонатных пластов.

На решение этой задачи также влияет последовательная обработки призабойной зоны пласта суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния и соляной кислотой. При этом количество последовательных обработок зависит от геологических характеристик пласта и технико-экономических показателей получаемых результатов.

Пример реализации изобретения
Согласно изобретению способ добычи нефти из карбонатных нефтесодержащих пластов заключается в выполнении следующих операций.

Сначала осуществляют обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом, затем производят закачку через нефтедобывающие скважины в карбонатные нефтесодержащие пласты кислоты или ее растворов с возможностью обеспечения растворения карбонатных соединений. Это приводит не только к восстановлению коллекторных свойств нефтесодержащих пластов, а главное к образованию новой пористой структуры для движения нефти. После этого производят вытеснение нефти из коллектора, например, гидродинамическим давлением воды.

С целью дальнейшего повышение нефтеотдачи производят также обработку призабойной зоны нагнетательной скважины высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом. При этом обработку призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважин осуществляют последовательно в нисколько этапов высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом с возможностью обеспечения глубокого проникновения ее в карбонатный нефтесодержащий пласт и образования в этом пространстве пористой структуры. Количество последовательных обработок зависит от геологических характеристик пласта и технико-экономических показателей получаемых результатов.

В качестве высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния используют материал, изготовленный в соответствии с изобретением по патенту РФ N 2089499, а в качестве образователя суспензии - нестабильный бензин или другие органические растворители. Количество суспензии при первой обработке составляет 2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Количество соляной кислоты составляет 1-2 тонны на один метр обрабатываемой толщины пласта.

Количество суспензии при второй обработке составляет 1-2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта.

Суспензию готовят непосредственно на скважине с использованием метода эжекции, дозируя запатентованный гидрофобный материал в процессе проведения закачки.

Пример 1. Добывающая скважина N 8475 НГДУ "Азнакаевскнефть" АОА "Татнефть", увеличение продуктивности карбонатного пласта применением предлагаемого способа (последовательная обработка суспензией и раствором соляной кислоты). Проводилось 17.03.98 г. В призабойную зону скважины было закачано суспензии в нестабильном бензине 0,33% концентрации в объеме 9 м³, затем закачано 3 м³ соляной кислоты 20% концентрации, после чего скважина была запущена в эксплуатацию с применением штангового глубинного насоса. При этом дебит по нефти увеличился с 2,5 т/сут до 5,1 т/сут.

Пример 2. Нагнетательная скважина N 19819 НГДУ "Азнакаевскнефть" АОА "Татнефть", обработка призабойной зоны пласта предлагаемым способом проводилось 06.08.98 г. До обработки суспензией и соляной кислотой приемистость пластовой воды составила 20 м³ в сутки при давлении нагнетания II мПА. В призабойную зону скважины было закачано суспензии в нестабильном бензине 0,50% концентрации в объеме 5 м³, затем закачано 2 м³ соляной кислоты 20% концентрации, после чего скважина была подключена на закачку воды. Через 1 час работы давление закачки снизилось до 4,5 мПА при увеличении приемистости до 60 м³/сутки. По результатам реагирующих нефтедобывающих скважин в последующем было установлено ее хорошее влияние на вытеснение нефти.

Результаты остальных опытов приведены в таблице.

Как следует из таблицы, комплексное применение суспензии высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе в комбинации с закачкой соляной кислоты приводят к снижению давления закачки в нагнетательных скважинах в 1,5-2 раза и увеличению приемистости пласта в 2-3 раза, а обработка призабойной зоны нефтедобывающих скважин увеличивает дебит нефти в 1,5-3,0 раза.

Предложенное изобретение реализуется с помощью известных средств, освоенных промышленностью.