способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и отбором продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед регулировкой набухания глины выделяют пропластки по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые, затем осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента, в качестве которого используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5,0 350 г/л, а объем V закачки раствора определяют по формуле



где h_i толщина i-го пропластка, м;

m_i пористость i-го пропластка, доли ед.

R радиус обрабатываемой зоны, м;

r радиус скважины, м;

N число низкопроницаемых пропластков,

а концентрация C реагента регулирующего раствора находится в пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости K_гл обрабатываемых пропластков

C K_гл b/a,

где a коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;

b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,

причем коэффициент глинистости рассчитывается по формуле





где поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, К/м²;

K^эф_гл^ф эффективная глинистость низкопроницаемых пропластков, (доли ед.);

F число Фарадея, К;

L_j валентность обменного иона;

E_j обменная емкость, 1/кг;

_o табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глины, К/м²,

M число видов ионов;

S_о удельная поверхность глины, м²/кг.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий обработку глинистых включений с последующим отбором продукции через добывающие скважины [1]

Недостаток известного способа низкая эффективность ввиду невысокой равномерности фронта заводнения.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину [2]

Недостаток известного способа невысокая нефтеотдача, обусловленная невозможностью проведения регулируемого ионообменного процесса с комплексами глин в низкопроницаемых пропластках и низкопроницаемых зонах пласта, в результате чего значительная часть пласта остается неохваченной воздействием, а большая часть реагента расходуется вхолостую в высокопроницаемых пропластках.

Цель изобретения повышение эффективности и разработки за счет увеличения уровней отбора нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающем нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины, закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину, перед регулировкой набухания глины выделяют пропластки по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые. Затем осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента, в качестве которого используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5-350 г/л, а объем закачки раствора определяют по формуле:

V R²-rh_im м³ где h_i толщина i-го пропластка, м;

m_i пористость i-го пропластка, доли единицы;

R радиус обработанной зоны, м;

r радиус скважины, м;

N число низкопроницаемых пропластков.

Концентрация раствора реагента регулирующего находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков К_гл:

C K_гл b/a где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;

b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,

Значение а подбирается в диапазоне 0,001-0,009% соответствующие величине пластовой глинистости. Затем проводится лабораторный эксперимент с выбранным значением а с данным конкретным видом глины и поровой структурой, максимально приближенной к естественной. В результате обработки экспериментальных данных (при возможном привлечении экономических оценок) получают конкретное значение b (ее возможный диапазон 10^-6-10^-1 обусловлен отличием эффективности различных реагентов, конкретного значения параметра а, сортов глин и т. п.).

Коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:

K_гл К_гл^эфф /_o,

F(Z_jE_j) Кл/м² где К_гл^эфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;

F число Фарадея, Кл;

Z_j валентность обменного иона;

E_j обменная емкость, 1/кг;

поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, Кл/м²;

_o- табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м²;

м число видов ионов.

При этом _o в зависимости от сорта глины, принимает значения, данные в табл. 1.

В качестве полимерного вещества применяют высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа.

Существенными признаками изобретения являются:

нагнетание воды через нагнетательную скважину;

изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;

отбор продукции через добывающую скважину;

выделение пропластков по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые;

осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;

в качестве рабочего агента используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5,0-350 г/л;

объем закачки раствора реагента в пласт определяют по формуле:

V R²-rh_im_i, м³ где h_i толщина i-го пропластка, м;

m_i пористость i-го пропластка, доли единицы;

R радиус обрабатываемой зоны, м;

r радиус скважины, м;

N число низкопроницаемых пропластков;

концентрация реагента регулирующего раствора находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков К_гл.

С К_гл b/a, где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;

b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,

коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:

К_гл К_гл^эфф /_o,

F(Z_jE_j) /S_o Кл/м² где поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава;

К_гл^эфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;

F число Фарадея, Кл (96500);

Z_j валентность обменного иона;

Е_j обменная емкость, 1/кг;

S_о удельная поверхность глины, м²/кг;

_o табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м²;

м число видов ионов.

П р и м е р 1. Выбрана добывающая скважина с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и глубиной 2830 м с пластом, содержащим пять пропластков (табл.2).

Минерализация пластовых вод составляет 35 г/л, глина монтмоpиллонит, плотность скважинной жидкости 0,95 г/мл.

Как следует из данных табл.2, наибольшим процентным приростом начальной проницаемости характеризуется переход с четвертого к третьему пропластку. Таким образом, в высокопроницаемую группу включают 1-3 пропластки, а в низкопроницаемую группу включают 4-5 пропластки.

Объем закачки в этом случае из расчета на радиус обработки R 1,5 м составляет:

V (1,5² м² 0,073² м²)

(2 м 0,18 + 3 м 0,17) 6,13 м³

Добавка к вышеобозначенному объему на заполнение внутриколонного пространства до высоты третьего пропластка, составляет V_доб 0,17 м³. Таким образом, полный объем закачки

V= V + V_доб 6,3 м³.

Осредненное глиносодержание четвертого и пятого пропластков равно:

K^эф_гл^ф= R_rihh_i= (0,622+0,793)/(2+3) 0,072

В качестве высокомолекулярного полиэлектролита катионогенного типа с линейно-циклической структурой используется реагент ВПК-402 (ТУ 6-05-2009-86), имеющий молекулярную массу 161,7.

Для монтмориллонита с удельной поверхностью 7,6010⁵ м²/кг, имеющего обменную емкость

Е_Са2+= 89 10^-5; Е_Mg2+= 9,93 10^-5;

Е_Na+ 1,4 10^-5,

= 0,4048 Кл/м².

Коэффициент глинистости, рассчитанный в данном случае с использованием значения _o из табл.1 для 4 и 5 пропластов равен:

k_гл= 0,0782

Проведенный в насыпной модели (пористость 0,26) с глинистостью монтмориллонита 9,1% лабораторный эксперимент выявил наиболее эффективное значение концентрации реагента ВПК-402 при минерализации 10 кг/м³, равное 0,001% Такое образом, значение параметров: а 0,091, b 0,001% следовательно концентрация реагента в растворе:

C 0,001% 0,00086% а минерализация закачиваемого раствора доводится до 10 г/л.

При безостановочном нагнетании сеноманской воды в нагнетательные скважины производят закачку минерализованного раствора реагента ВПК-402 в выбранные для обработки интервалы перфорации добывающей скважины.