Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, применяемый для повышения эффективности изоляции, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды, оторочек полимерсиликатного раствора, водного раствора соли поливалентного металла в соотношении 1:1, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м³ каждый, для снижения приемистости скважины не более, чем на 50%, с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора (патент RU №2186958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.08.2002).

Недостатком данного способа является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав способствует недостаточному блокированию высокопроницаемых зон пласта, и в результате нефтеотдача остается незначительной.

Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий приготовление силикатного геля, дозирование его в закачиваемую воду от водовода и закачку в пласт полученной суспензии силикатного геля (патент RU №2321733, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.2008 в бюл. №10). Приготовление силикатного геля осуществляют путем одновременной подачи струя в струю разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия в снабженный частотным преобразователем шнеко-вый транспортер в малообъемном совмещении при соотношении указанных растворов от 1:1 до 1:2, соотношение растворов регулируют изменением показателя частотного преобразователя в зависимости от их концентрации, выбор концентрации разбавленных растворов и их соотношение осуществляют с учетом условия мгновенного гелеобразования при смешении, затем силикатный гель в указанном транспортере разбивают на частицы размером от 0,01 до 0,5 мм, дозирование геля в воду осуществляют до концентрации 0,05-75 мас. %. Закачку осуществляют в зависимости от приемистости скважины, начиная с минимальной концентрации суспензии, при минимальном давлении закачки с постепенным увеличением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну при последующем поддержании его постоянным за счет снижения концентрации суспензии.

Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов воздействием незначителен.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2483202, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.05.2013 в бюл. №15), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и раствора поверхностно-активного вещества 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 соотношении 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 известного способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет низкой блокирующей способности состава, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.

Поставленные задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим 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.

Новым является то, что 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 соотношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - V_{раствора силиката} и концентрацию суспензии силикатного геля - С_{суспензии геля}, а также соотношение объема указанного раствора ПАВ - V_{pacвора ПАВ} к объему закачки суспензии силикатного геля - V_{суспензии геля} выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр._скв., а именно: при Пр._скв. 150-250 м³/сут. - V_{раствора силиката} 3-7 м³, С_сусп. 0,005-6,0 мас. %, V_{раствора ПАВ}/V_{суспензии геля} 1:(1-3), при Пр.скв. 250-350 м³/сут. - V_{раствора силиката} 7-12 м³, С_сусп. 6,0-12,0 мас. %, V_{раствора ПАВ}/V_{суспензии геля} 1: (3-6), при Пр. скв. 350-500 м³/сут. - V_{раствора силиката} 12-20 м³, С_сусп. 8,0-20,0 мас. %, V_{раствора ПАВ}/V_{суспензии 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.

Для приготовления водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ используют следующие реагенты:

- силикат натрия (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81, плотностью 1,36-1,45 г/см³;

- ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%, плотностью 1,108-1,12 г/см³;

- оксиэтилированный моноалкилфенол (ОЭАФ) представляет собой водорастворимый неионогенный ПАВ с массовой долей присоединенной окиси этилена 70%, с температурой застывания 13-17°С по ТУ 2483-077-05766801-98;

- моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой водно-спиртовый раствор неионогенных поверхностно-активных веществ с температурой застывания минус 40°С (комплексный ПАВ) по ТУ 2458-001-91222887-11;

- вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм³.

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что легкоподвижные мелкодисперсные частицы суспензии силикатного геля равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. Предварительная закачка в пласт водного раствора силиката натрия усиливает блокирование высокопроницаемых зон пласта за счет образования осадков, образующихся при взаимодействии водного раствора силиката натрия с водой, содержащей соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. Закачка водного раствора ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе «нефть-вытесняющий агент» и способствует отмыву нефти, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины. Определяют текущее состояние скважины, приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, минерализацию воды, степень выработанности пластов, останавливают подачу воды (заводнение). В зависимости от геологических условий определяют количество реагентов и объемы закачиваемых оторочек: водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ. Дозирование, приготовление и закачку указанных оторочек производят с помощью автоматизированной установки типа КУДР. Технологический процесс закачки осуществляют последовательно оторочками. В качестве первой оторочки используют водный раствор силиката натрия - разбавленный раствор силиката натрия пресной водой. Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы и пресной воды в объемном соотношении 1:(3-10). Объемное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл.1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас. % в объеме 3-20 м³ закачивают в пласт. Объем закачки водного раствора силиката натрия выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины (табл.2).

В качестве второй оторочки используют суспензию силикатного геля.

Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину. Раствор силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см³ разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:3 и перемешивают насосом в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) силиката натрия в разбавленном растворе составляет 25% (в расчете на товарную форму), плотность 1,09-1,11 г/см³. Раствор соляной кислоты плотностью 1,12 г/см³ разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:7 и перемешивают в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) соляной кислоты в разбавленном растворе составляет 1,015-1,02 г/см³. Разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю подают в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, в котором происходит образование силикатного геля. Затем силикатный гель и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм³ от водовода подают в струйный насос, происходит диспергирование силикатного геля с размером частиц от 0,001 до 1,0 мм. Получают суспензию силикатного геля и закачивают в скважину. Дозируют содержание силикатного геля в суспензии от 0,005 до 20 мас. % до увеличения давления закачки на 10-15% от максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или пласты.

В качестве третьей оторочки используют водный раствор ПАВ с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас. %. Объем закачки водного раствора ПАВ к объему закачки силикатного геля составляет 1:(1-10).

В качестве водного раствора ПАВ используют оксиэтилированный моноалкилфенол или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля.

Водный раствор ПАВ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм³ (99,9-99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ (от 0,1 до 0,5 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор ПАВ насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм³ в объеме 10-15 м³.

Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.

Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием, Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и шестью добывающими скважинами. Пласты представлены терригенны-ми коллекторами проницаемостью 0,60 мкм², нефтенасыщенностью 79,5%, пористостью 20-21,0%, нефтенасыщенная толщина пласта - 10,2 м (двумя пропластками). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м³/сут при давлении закачки 8,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты -12,0 МПа, минерализация воды 0,15 г/дм³ (пример 1 табл. 3). Среднесуточный дебит нефти составляет 5,4 т (3,7-7,4 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 92% (от 94 до 98%) (пример 1 табл. 5).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водный раствор силиката натрия в объеме 3 м³ (см. табл. 2). Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см³ и пресной воды в объемном соотношении 1:3 (см. табл. 1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия (0,75 м³) и пресную воду (2,25 м³) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 3 м³ закачивают в пласт.

Затем закачивают в пласт суспензию силикатного геля. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в пласт, используя для этой цели установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину (по патенту RU №48202).

Для приготовления силикатного геля используют натриевое жидкое стекло с плотностью 1,36 г/см³, в качестве гелеобразователя - ингибированную соляную кислоту с концентрацией не менее 24% (плотностью 1,12 г/см³). Предварительно из товарной формы реагентов готовят разбавленные пресной водой растворы силиката натрия в объемном соотношении 1:3 и ингибированной соляной кислоты в объемном соотношении 1:7. Затем непрерывно получают силикатный гель из разбавленных растворов силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, где силикатный гель разбивают на частицы размером от 0,001 до 1,0 мм. Закачку оторочки суспензии силикатного геля с концентрацией 0,005 мас. % закачивают в пласт до увеличения давления закачки на 10%. Объем закачки составляет 100 м³ (пример 1 табл. 3).

После закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол (ОАЭФ) с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 50 м³. Объемное соотношение объема закачки водного раствора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля составляет 1:2.

Водный раствор ОАЭФ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм³ (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ОАЭФ (0,1 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ОАЭФ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм³ в объеме 10 м³.

Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м³/сут, второй пропласток - 55 м³/сут, приемистость уменьшилась до 135 м³/сут при давлении 10,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 32% (пример 1, табл. 4), средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 92,0% до 88,5%, дебит нефти по участку увеличился на 2,5 т (пример 1, табл. 5).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, результаты исследований приведены в табл. 4, 5. Удельная приемистость скважины снизилась в среднем на 32%, давление закачки увеличилось в среднем на 30%, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,6%, дополнительная добыча нефти составила более 1750 т нефти (табл. 4, 5).

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.