Способ разработки нефтяного продуктивного пласта

Способ разработки нефтяного продуктивного пласта

Реферат

 

Использование: в области разработки нефтяных месторождений, в частности повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов. Способ включает приготовление обрабатывающего раствора из полимера и воды, закачку его в пласт. Дополнительно в обрабатывающий раствор вводят подшитый полимер с высоким водоудержанием при определенном соотношении компонентов. 4 табл.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов.

Известен способ заводнения пластов [1], включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину в пласт водного раствора полимера и водную вытесняющую жидкость при отборе нефти из добывающей скважины.

Недостаток способа в том, что по нему изолируются только высокопроницаемые пропластки призабойной зоны скважины, так как при продвижении полимера в пласт он теряется за счет адсорбции и механического удержания частиц полимера в порах пласта. В результате полученный эффект незначителен.

Более близок к предлагаемому способ разработки пластов [2], включающий приготовление обрабатывающего раствора из полимера и воды, закачку его в пласт с последующим структурированием и разработку пласта, причем закачку полимера в пласт чередуют с закачкой воды.

Недостаток способа в том, что с течением времени изоляционные свойства системы полимерные частицы - поры пласта пропадают. Происходит это по следующим причинам: набухшие частицы разбавляются и растворяются пластовой водой, в результате при гидродинамическом перетоке вязкость их быстро уменьшается и гидроизоляция высоко проницаемых зон нарушается.

Задача изобретения - увеличение качества изоляции.

Поставленная задача решается описываемым способом разработки нефтяного продуктивного пласта, включающим приготовление обрабатывающего раствора из полимера и воды, закачку его в пласт с последующим структурированием и разработку пласта. Здесь новым является то, что в обрабатывающий раствор дополнительно вводят подшитый полимер с высоким водоудержанием (гель-фракцию) при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полимер - 0,01 - 3,0 Гель-фракция - 0,001 - 20,0 Вода - Остальное Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".

В качестве полимера, создающего вязкую фазу, применяют водорастворимые эфиры целлюлозы, полиакриламид, полиоксиэтилен и др. Гель-фракцию с размером частиц от 0,01 до 5,0 мм (размер определяют, исходя из параметров обрабатываемого пласта) получают в процессе синтеза эфиров целлюлозы с сшивателем. В качестве последнего используют лапроксид (продукт взаимодействия двух- и трехатомных спиртов с эпоксидными соединениями), аддукт эпихлоргидрина с лапролом, аддукт эпихлоргидрина с триэтиленгликолем и др. (табл. 1).

Обрабатывающий раствор готовят путем добавки полимера и гель-фракции в воду следующим образом: через струйный насос прокачивают с заданной производительностью воду с одновременной дозировкой в нее сухой смеси полимера и гель-фракции.

Полученная суспензия попадает в буферную емкость и одновременно (чтобы не осаждался) с нижней частью емкости отбирается для закачки в пласт полученный обрабатывающий раствор.

При закачке обрабатывающего раствора в поры пласта частицы гель-фракции удерживаются в них и разбухают, поглощая воду. В результате проницаемость порового канала уменьшается. Меняя размеры частиц гель-фракции, количество их в растворе, давление и объем закачки, перекрывают те или иные зоны проницаемости, закрывая доступ воде.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают участок и проводят анализ его разработки. Затем осуществляют комплекс гидродинамических и геологофизических исследований, на основе которых определяют объемы и режимы закачки обрабатывающего раствора по формуле V = 0,25 (D²₁-D²₂) Нп, где D₁ - радиус элемента участка, охватываемого влиянием, м; D₂ - радиус элемента участка за вычетом толщины оторочки, м; Н - толщина пластов, рекомендуемых в обработке, м; п - пористость среды, в долях ед.

Рассчитанный объем обрабатывающего раствора, исходя из проницаемости обрабатываемой зоны, делят на несколько частей с заданными показателями (концентрацией реагентов, вязкостью, размером частиц гель-фракции, объемом) и закачивают в обрабатываемую зону раздельно каждую часть. Эти части закачиваемого раствора могут при необходимости отделяться друг от друга прослойкой воды.

Пример 1. На участке (толщина нефтенасыщенного пласта 11 м, пористость 0,19, проницаемость 270 мД и приемистость 300 м³/сут), где расположены гидродинамически связанные между собой нагнетательная и три добывающих скважины, произведена закачка обрабатывающего раствора в количестве 700 м³ (6,13 т водорастворимого полимера - оксиэтилцеллюлозы и 0,97 т гель-фракции с размером частиц 0,5 - 1,0 мм). Закачку вели в 10 циклов по следующей схеме (табл. 2).

Начальное давление закачки 9,0 МПа, конечное 15,0 МПа.

За счет уменьшения обводненности дополнительная добыча нефти на участке составила 2100 т.

Пример 2. На участке с толщиной нефтенасыщенного пласта 3,4 м, пористостью 0,22, проницаемостью 917 мД и приемистостью 600 м³/сут, где расположены гидродинамически связанные между собой нагнетательная и три добывающих скважины, произведена закачка обрабатывающего раствора в количестве 1000 м³ (9 т водорастворимого полимера - оксиэтилцеллюлозы и 5 т гель-фракции с размером частиц 0,1 - 1,0 мм). Закачку вели в 10 циклов по следующей схеме (табл. 3).

Начальное давление закачки 8,0 МПа, конечное 12,0 МПа.

За счет уменьшения обводненности дополнительная добыча нефти на участке составила 3600 т.

Пример 3. На участке с толщиной нефтенасыщенного пласта 4,1 м, пористостью 0,2, проницаемостью 395 мД и приемистостью 510 м³/сут, где расположены гидродинамически связанные между собой нагнетательная и шесть добывающих скважин, произведена закачка обрабатывающего раствора в количестве 1400 м³ (9,8 т водорастворимого полимера - оксиэтилцеллюлозы и 6,38 т гель-фракции с размером частиц 0,1 - 1,0 мм). Закачку вели в 10 циклов по следующей схеме (табл. 4).

Начальное давление закачки 3,0 МПа, конечное 10,0 МПа.

За счет уменьшения обводненности дополнительная добыча нефти на участке составила 7700 т.

Применение изобретения позволит повысить дополнительную добычу нефти.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного продуктивного пласта, включающий приготовление обрабатывающего раствора из полимера и воды, закачку его в пласт с последующим структурированием и разработку пласта, отличающийся тем, что в обрабатывающий раствор дополнительно вводят подшитый полимер с высоким водоудержанием при следующем соотношении компонентов, мас.%: Полимер - 0,01 - 3,0 Подшитый полимер с высоким водоудержанием - 0,001 - 20,0 Вода - Остальное:

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2