Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений.

Известны способы разработки нефтяных пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е.Н.Сафонов, Р.Х.Алмаев. «Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана» - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.71-181). Недостатком известных способов является малая эффективность применения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является «Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи», включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii ФУ-1, ВКПМ В5933 в виде культуральной жидкости (Пат. РФ 2223396, Е21В 43/22, 2004).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность снижения проницаемости обводненных пропластков и повышения охвата пласта заводнением.

Задачей предлагаемого способа является повышение эффективности разработки нефтяного месторождения за счет увеличения степени снижения проницаемости водопромытых участков пласта, увеличения фильтрационного сопротивления для вытесняющей воды, увеличения степени нефтевытеснения из низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата запасов нефти заводнением.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, согласно изобретению в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта.

Повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения под воздействием гелеобразующей композиции, состоящей из биополимера, Сиалита и поливалентных катионов минерализованной воды достигается за счет перераспределения закачиваемых по пласту потоков воды в результате повышения фильтрационного сопротивления, возникающего за счет образования коллоидных гелевых осадков, стабилизированных молекулами биополимера, придающих им псевдопластическую реологию и суспендирующие свойства. Кроме того, полученные коллоидные гели отличаются высокой стабильностью к рН среды (рН 2-11) и скоростям сдвига.

Биополимер жидкий ксантанового типа, БЖК по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. п.1-4, представляет собой сложную систему на водной основе, содержащую биополимер ксантанового типа и ряд добавок:

- биоцид - стабилизатор биоактивности продукта;

- антиоксидант - ингибитор окислительного разложения;

- смесь неионогенных поверхностно-активных веществ - упрочнитель полимерного геля, нефтеотмывающая добавка.

БЖК относится к малоопасным веществам (4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87).

Коллоидный силикат натрия марки Сиалит 30-40, Сиалит 30-50 выпускается по ТУ 2145-001-43811938-97, представляет собой жидкость без примесей и включений. Силикатный модуль 45-55 по ГОСТ 13078-81. Коллоидный силикат натрия относится к 3-ему классу опасности.

Гидратированный силикат натрия марки Сиалит 60-3 выпускается по ТУ 2145-004-43811938-99, представляет собой порошок от светло-серого до темно-серого цвета. Силикатный модуль 2,3-3,5.

Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром, М.), экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачки оторочки гелеобразующей композиции и коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти.

Пример 1. Сопоставительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 40 см, диаметром 2,9 см, представленной дезинтегрированным песчаником с проницаемостью 0,98-1,15 мкм². В модели создают связанную воду, насыщают подготовленную модель пористой среды нефтью вязкостью 17,3 мПа·с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть закачиваемой минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) при объемном расходе 6 см³/ч до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих из модели пласта проб жидкости. В модель подают оторочку пресной воды, затем оторочку гелеобразующей композиции (ГОК), содержащей биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50, или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, в соотношении 1:1; 1:0,5; 1:1,5, еще раз оторочку пресной воды и проталкивают минерализованной водой. В результате экспериментов снижение проницаемости составляет в пределах 78,6-92,1%, а прирост коэффициента нефтевытеснения от 11 до 24%. В таблице представлены экспериментальные данные изменения проницаемости и коэффициента нефтевытеснения (опыт 1-3).

Пример 2. По той же методике проводился опыт 4 по вытеснению нефти по прототипу, включающий закачку в пласт оторочки биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида и оторочек пресной воды до и после закачки состава. Снижение проницаемости в этом случае 16,5%, а прирост нефтеотдачи 3,0%.

Из данных таблицы видно, что предложенный способ позволяет более эффективно по сравнению с прототипом снижать проницаемость и одновременно увеличить нефтевытеснение остаточной нефти.

Пример конкретного осуществления промысловых испытаний.

Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм², пористостью 0,19-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 140-250 г/дм³, глубина залегания нефтеносного пласта составляет 1300 м, толщина - 5 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 400 м³/сут. Обводненность добываемой нефти 98%, т.е. месторождение находится в поздней стадии разработки.

Для осуществления способа в пласт через нагнетательную скважину закачивают оторочку пресной воды в объеме 50 м³, затем оторочку 250 м³ гелеобразующего состава биополимера ксантанового типа БЖК и коллоидного силиката натрия (Сиалит 30-40) при соотношении 1:1, затем 100 м³ оторочки пресной воды. Суммарный объем оторочек гелеобразующего состава и создание зон осадка за период разработки составляет 0,3 объема пор пласта. Обработку нагнетательных скважин необходимо проводить один раз в 1-1,5 года после последней обработки.

Отбор нефти производится через добывающую скважину. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за приемистостью нагнетательной скважины. В данном случае, после первого года внедрения, приемистость нагнетательной скважины снизилась до 270 м³/сут, давление нагнетания раствора на устье скважины выросло с 138 атм до 155 атм. Это говорит о достоверности предложенного механизма, степени снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением при течении через пористую среду закачиваемой минерализованной воды.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений позволяет по простой доступной технологии проводить с высокой эффективностью обработку призабойной зоны нагнетательных скважин, закачивающих минерализованную воду, с целью снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением.

Применяемые реагенты не токсичны. Способ экологически безопасен, не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов и применяется при существующей технологии заводнения путем периодической обработки призабойной зоны скважин в процессе нагнетания минерализованной воды.

Таблица
Номер опыта	Закачиваемый агент	Объем закачки п.о.	Массовое соотношение БЖК:Сиалит	Изменение проницаемости, %	Коэф. нефтевытеснения, д.е.	Фактор сопротивления
1.	Минерализованная водаОторочка пресной водыОторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-40)Оторочка пресной водыМинерализованная вода	5,00,150,30,153,0	1:1	1,050,0950,198	0,580,78	-11,07,3
2.	Минерализованная водаОторочка пресной водыОторочка ГОК (БЖК:Сиалит 60-3)Оторочка пресной водыМинерализованная вода	5,00,150,30,153,0	1:0,5	0,980,130,21	0,580,69	-7,54,7
3.	Минерализованная водаОторочка пресной водыОторочка ГОК (БЖК:Сиалит 30-50)Оторочка пресной водыМинерализованная вода	5,00,150,30,153,5	1:1,5	1,150,070,09	0,610,85	-16,412,8
4.	Минерализованная водаОторочка пресной водыОторочка ГОК:крахмал:биополимер (1:1)Оторочка пресной водыМинерализованная вода(прототип)	5,20,150,30,153,1		1,090,730,91	0,600,63	-1,51,2

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40 или биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-50,или биополимер ксантанового типа БЖК и гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3, при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем гелеобразующую композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 п.о. пласта.