способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий совместную закачку через нагнетательную скважину реагентов - водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и наполнителя и технологическую выдержку, отличающийся тем, что осуществляют закачку реагентов при массовом соотношении 90:10 соответственно, в качестве наполнителя используют древесную муку, реагенты продавливают в пласт пресной водой, а технологическую выдержку осуществляют в течение 24 ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта заводнением из неоднородных по геологическому строению трещиновато-поровых пластов терригенных и карбонатных отложений.

Известен способ, в котором для вытеснения нефти используют биоПАВ и углеводородный растворитель (патент №2041345, Е21В 43/22).

Данный способ недостаточно эффективен в трещиновато-поровых коллекторах вследствие большого расхода реагентов для создания водоизолирующего экрана и быстрого его размыва нагнетаемой водой.

Известен способ изоляции зон поглощения в нагнетательной скважине, включающий закачку через нагнетательную скважину водной суспензии древесной муки 0,15-0,35% концентрации в течение времени набухания древесной муки в воде в пластовых условиях (патент РФ №2089716, МКИ Е21В 38/138, 1997 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой трещин и суперпроницаемых зон пласта и вследствие направленности только на изоляцию водопромытых зон пласта.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и наполнителя бентонитовой глиной (патент РФ №2154160, Е21В 43/22, 1999 г.).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в трещиновато-порово-кавернозных коллекторах вследствие размыва образующегося изоляционного материала закачиваемой водой.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, позволяющего за счет перекрытия трещин и высокопроницаемых зон пласта подключить в активную разработку слабодренируемые низкопроницаемые зоны пласта, что способствует приросту извлечения запасов нефти из залежи.

В способе разработки нефтяного месторождения, включающем совместную закачку через нагнетательную скважину реагентов - водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и наполнителя и технологическую выдержку, осуществляют закачку реагентов при массовом соотношении 90:10 соответственно, в качестве наполнителя используют древесную муку, реагенты продавливают в пласт пресной водой, а технологическую выдержку осуществляют в течение 24 часов.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9296-015-00479770-2000 представляет собой природную водную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВ КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е ₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.

Древесная мука - продукт сухого измельчения древесины по ГОСТ 16381-87, представляет собой полидисперсный материал волокнистого строения.

При закачке в пласт через нагнетательные скважины композиции водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М и древесной муки она поступает в трещины и, передвигаясь по ней, частицы древесной муки образуют рыхлые хлопьевидные агрегаты (флокулы) вследствие волокнистого строения частиц древесной муки. В результате этого и за счет набухания частиц древесной муки и увеличения в объеме образуется более стойкая к размыву изолирующая система, обеспечивающая постепенное перекрытие трещин и высокопроницаемых зон пласта. Технологическая выдержка (пауза) должна составлять не менее 16 часов, лучше 24 часа.

Эффективность использования предлагаемого способа разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи. Для этого была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0·10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.

Методика эксперимента заключалась в следующем.

Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (˜20 см³/ч) при температуре 25°С.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания реагентов процесс заводнения возобновился. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.

Пример 1 (прототип).

В модель пласта закачивают 0,3 поровых объема (п.о.) смеси водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М, углеводородного растворителя и бентонитовой глины при соотношении 1:1:0,2. Технологическая выдержка 48 часов. Затем вытеснение идет закачиваемой водой. Коэффициент нефтеотдачи составляет 10,5%. Остаточный фактор сопротивления - 18.

Пример 2 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают одновременно в смеси биоПАВ КШАС-М и древесную муку (соотношение 90:10) - 0,2 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой - 0,05 п.о. Останавливают фильтрацию на технологическую выдержку на 24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления - 35,1. Прирост нефтеотдачи - 17,4%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м ³/сут).

Обводненность добываемой продукции - 90%. Средняя проницаемость - 0,13 мкм². Пористость - 0,2-0,25. Пластовая нефть имеет вязкость 1,8 мПа·с. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией (18,6 кг/м³). Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины - 25 га/скв.

Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают водный раствор биоПАВ КШАС-М и древесную муку (при соотношении компонентов в мас. % - 90:10) в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м пресной воды. Скважину останавливают на 24 часа «на реакцию» (технологическая выдержка). После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320 М.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 92,5% до 80%, а удельный технологический эффект составил 70-80 т на 1 т реагентов.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта.