Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей, и может быть использовано для повышения эффективности выработки фациально-неоднородных нефтяных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Известна интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи из интервалов, имеющих высокопроницаемые пропластки и трещиноватые зоны, путем закачки в пласт заранее определенного количества закупоривающих агентов в виде суспензии твердых неорганических веществ (Патент США №4787449, кл. Е21В 43/20, опубл. 1988 г.).

Однако при закачке данных агентов происходит закупорка как высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, так и низкопроницаемых пропластков, содержащих остаточную нефть.

Известен способ разработки нефтяных залежей, который предусматривает закачку жидкости, содержащей тонкоизмельченные минеральные твердые частицы, которые закупоривают трещины, а фильтрат смеси жидкости и твердых частиц проникает далее в пласт (Патент США №3486559, кл. Е21В 43/20, опубл. 1969 г.).

Недостатком является то, что размер закачиваемых частиц достаточно велик (0,25 мм) и обеспечивается лишь изоляция трещин в пластах. Способ разработки нефтяных залежей предусматривает закачку суспензии минеральных частиц или ее смеси с сореагентом, в качестве которого используют поверхностно-активные вещества, водорастворимые полимеры. Данный способ недостаточно эффективен вследствие того, что закачиваемые тонкоизмельченные минеральные частицы используются в неоднородных по проницаемости пластах лишь для перераспределения фильтрационных потоков.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяных залежей, предусматривающий закачку минеральной системы, состоящей из активированных измельчением тонкодиспергированных природных материалов и тонкодисперсных частиц, выделяющихся при износе деталей аппаратов измельчения, причем нагнетание воды с минеральной системой и воды с сореагентом осуществляют последовательно или одновременно (Патент РФ №2116437, МПК6 Е21В 43/22, опубл. 27.07.1998 г.).

Недостатком применения предложенного способа является то, что данный способ не позволяет увеличивать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых промытых зонах и повышать эффективность применения полиминеральных суспензий в полифациальных отложениях при разработке нефтяных залежей, что отражается на технологичности и эффективности способа.

В основу изобретения положена задача создания способа разработки нефтяных залежей, позволяющего за счет улучшения процессов флокуляции и фильтрации в пласте в результате закачки микрогетерогенных минеральных систем и водных суспензий микрогетерогенных минеральных систем с сореагентами более эффективно воздействовать на неоднородные обводнившиеся пласты, тем самым увеличивать вытеснение трудноизвлекаемых запасов нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем заводнение, закачку в скважину водного раствора минерального реагента, состоящего из активированных измельчением тонкодиспергированных природных материалов и тонкодисперсных частиц, выделяющихся при износе деталей аппаратов измельчения, или водного раствора минерального реагента и сореагента, после закачки водного раствора минерального реагента закачивают продавочную жидкость и осуществляют технологическую выдержку.

В вариантах осуществления способа:

- в способе по п.1 в качестве сореагента берут поверхностно-активное вещество, и/или полимер, и/или наполнитель;

- в способе по любому из пп.1-2 в продавочную жидкость вводят поверхностно-активное вещество, и/или полимер, и/или наполнитель;

- в способе по любому из пп.1-3 закачку водного раствора минерального реагента или водного раствора минерального реагента и сореагента осуществляют циклически и после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Для приготовления минеральных систем используют природные материалы, такие как кварц, полевой шпат, глинка, мусковит, уголь, цеолит, кизельгур, диатомитовые породы, трепел, опока, глиеже, вермикулит, вспученный перлит, строительный известняк, кирпичные глины, песчано-гравийные смеси (ПГС) и другие материалы (Геологический словарь, т.2, М.: Недра, 1978), измельченные в специальных аппаратах - планетарных, вибрационных, струйных мельницах, изготовленных из различных материалов - стали, чугуна, меди, железа и т.д.

При разработке нефтяных залежей используют активированные измельчением тонкодиспергированные минеральные системы (ТДМС), размеры частиц в которых соответствуют следующему соотношению:

d>0,1 D_n,

где d - средний размер частиц, мкм;

D_n - осредненный размер диаметра пор, мкм.

Такое соотношение позволяет размещать минеральные системы лишь в высокопроницаемых и трещиновато-кавернозных зонах, не создавая при этом дополнительных зон неоднородности.

В качестве сореагентов берут поверхностно-активные вещества, и/или полимеры, и/или наполнители.

В качестве поверхностно-активных веществ используют, например, оксиэтилированные изононилфенолы, например, ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ-9 -4,6,8,9,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 2483-077-05766801-98 или их смеси, щелочной сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2, Синтерол СМ-1 по ТУ 2483-003-51714766-01, Синол АН-1 по 2481-005-52412574-01 с изм. №1,2, Синол-КМК-БС по ТУ 2481-008-52412574-01, МЛ-80 по ТУ 2499-003-48090685-02, глицериновый гудрон по ТУ 18 РСФСР 925-85, Синтерол СМ-2 по ТУ 2483-002-51714766-01, МЛ-81 Б по ТУ 2481-007-48482528-99, водный раствор амфолитного ВРА-ПАВ по ТУ 2431-024-00205311-03 изм. 1, МЛ-СУПЕР по ТУ 2383-002-51881692-00, эмульгатор Ялан Э-1 по ТУ 2458-012-22657427-00, эмульгатор ЭКС-ЭМ по ТУ 2413-035-53501222-03, эмульгатор Ринго ЭМ по ТУ 2413-003-52412574-01, эмульгатор Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-97, Сульфонол по ТУ 2481-004-48482528-99, Синол-Кам по ТУ 2482-001-48482528-98, Превоцел W-ON, Ethylan KEO, Ethylan 77, Renex 697, NP-4, Stanyl 40, Tensene D40, Alkanol WXN, ПАВ - КИ-1 (ТУ 6-01-4689387-34-90), Катапин-А (алкилбензилпиридиний-хлорид), цетазол, эмульфор, неонол РХП -20 по ТУ 2458-002-72765937-05, комплексный ПАВ РХП -30 по ТУ 2482-003-48090685-02, лигносульфонат по ТУ 61-04-225-79, многофункциональная моющая композиция Софэксил-МКФ по ТУ 2481-034-42942526-03 с изм. №1-3, Нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197708-00, Неонол БС-1 по ТУ 2483-005-48482528-99, ПАВ ЭМКО по ТУ 2432-057-53501222-02-06 и др.

В качестве полимера используют, например, натрийкарбоксометилцелюллозу по ТУ 2231-002-50277563-00, ПАА АК -640 по ТУ 6-02-00209912- 63-98 изм. №1, Сульфацелл 1 по ТУ 2231-013-32957739-01 с изм. №1, 2, полианионная целюллоза техническая по ТУ 2231-010-50277563-03, ПАА АК -639 по ТУ 6-02-00209912-59-03 изм. №1, ПАА импортный FP 7, ПАА AN 132, CYPAN Drilling MUD Additive, Gydrill 4000 Drilling MUD Additive, CY-PAN M Drilling MUD Additive, ПАА АК -649 по ТУ 6-02-00209912-65-99 изм. №1, реагент Темпоскрин по ТУ 2216-001-05966916-93 изм. №1-5, ПАА Accotrol S622, ПАА импортный FP 307, ксантановая смола POLIXAN по ТУ 2262-001-74614597-05, полимер водный ПВВ по ТУ 2216-002-75821482-06, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), ПАА DP 9 -8177, ПАА импортный FP 207B, ПАА импортный FP 507, полицел КМЦ по ТУ 2231-017-32957739-02, латекс синтетический СКС 65 ГПБ по ТУ 38.103111-83 изм. №1-3, латекс синтетический ДВХБ по ТУ 38.303-04-03-90, смолу КФМХ по ТУ 6-06-59-89, смолу АЦФ по ТУ 228-006-90685-2002 или ГОСТ 25820-83, ECOPOL -4060 DSH, ALKOFLOOF 955, гуаровая камедь, ПАА SEURVEY, биополимер ксантановый, реагент ВПРГ марка А по ТУ 2458-005-58949915-04, термоэластопласты бутадиенстирольные ДСТ-Р, ДСТ-РМ, ДСТ-ЗОР-01 по ТУ 2458-262-05765670-99 изм. №1-4 и др.

В качестве наполнителя используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93, изопропанол (ГОСТ 9805-76), алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89, метасиликат натрия по ТУ 6-18-161-82 изм. №1-4, глинопорошки компаундированные по ТУ 2458-001-00136739-05 изм. №1, этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), отход производства фосфорной кислоты - химический гипс, алюмосиликатные микросферы, феррохромные шлаки, кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85, натрий едкий технический по ТУ 2132-185-00203312-99 изм. 1-2 и ГОСТ 2263-79 изм. №1, 2, стекло калийное жидкое по ТУ 2145-003-52227004-03, ацетат хрома водный раствор по ТУ 6-02-00209912-70-00, кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77 изм. №1-3, сухой активный ил, концентрат сиенитовый алюмощелочной, стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81 изм. №1, 2, глина и глинопорошки Калиново-Дашковского месторождения, руда карналлитовая, сильвинит молотый, отруби пшеничные по ГОСТ 7169-66 изм. №1-2, асбест хризотиловый по ГОСТ 12871-93 изм. №1, 2, Силином ВН по ТУ 2145-014-13002578-94 изм. №1, сильвинит молотый и др.

В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, углеводородный растворитель, безводная нефть, пластовая вода, пресная вода, технологическая скважинная жидкость, например, солевой водный раствор, любая минеральная кислота или композиция минеральных кислот (соляной, плавиковой, уксусной, фосфорной и др.).

Одновременно водные растворы сореагентов, вместе с минеральными системами, изменяют поверхностную активность минералов, повышают степень отмыва нефти с поверхности пор и позволяют проводить глубокую обработку пластов. Кроме того, последующая продавка растворов в пласт позволяет разместить водоизоляционный экран в глубине пласта, а осуществление технологической выдержки и использование в качестве сореагентов композиций ПАВ, полимеров и наполнителей приводит к образованию более прочного геля в пластовых условиях, так как в статическом положении основная часть ионообменного процесса между компонентами реагентов и пластовой средой происходит в течение первых двух суток, которые рекомендуется как минимально необходимое время для структурирования системы. Комбинация технических решений с введением ПАВ, и/или полимеров, и/или наполнителей в продавочную жидкость, а также закачка рабочей системы в циклическом режиме рассматривается как элемент технологии применения водоограничительных материалов селективного действия. Способ предназначен для увеличения коэффициента нефтеотдачи, текущей добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции за счет потокоотклоняющих свойств применяемых композиционных составов и устанавливает условия наиболее полного извлечения нефти из недр в условиях обводнившихся терригенно-карбонатных пластов.

Способ разработки в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают водный раствор минерального реагента или водный раствор минерального реагента с сореагентом, затем закачивают продавочную жидкость и осуществляют технологическую выдержку.

В варианте способа:

- в качестве сореагента берут поверхностно-активное вещество, и/или полимер, и/или наполнитель;

- в продавочную жидкость вводят поверхностно-активное вещество, и/или полимер, и/или наполнитель;

- закачку водного раствора минерального реагента или водного раствора минерального реагента и сореагента осуществляют циклически и после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.

Минеральные системы, состоящие из активированных измельчением токодиспергированных природных минералов и тонкодисперсных частиц, готовят в заводских условиях и транспортируют к месту использования или непосредственно на устье скважины с помощью измельчающего оборудования из доступного для данной местности сырья - песка, глины, кварца, цеолита, угля, кизельгура, диатомитовых пород, трепела, опоки, глиеже, вермикулита, вспученного перлита, строительного известняка, кирпичных глин, песчано-гравийной смеси (ПГС) и других минералов. Измельчение минералов проводят в сухом виде и с сореагентом, в воде водных растворах с сореагентом. Концентрация измельченных минеральных систем определяется удерживающей способностью частиц в водном растворе. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-72 часа. Количество измельченных минеральных систем составляет 0,0001 - 0,01 об.% высокопроницаемой части пласта. Закачку водных растворов на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах с обводненностью ниже средней по участку. Это способствует размещению измельченных минеральных систем в объеме высокопроницаемой промытой части пласта.

Обработку скважин возможно проводить повторно.

Пример 1. Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяют по приросту коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводят на линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных попарно к одному напорному контейнеру. На входе моделей поддерживают давление нагнетаемой жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сут). В экспериментах используют модели длиной 1,15-1,20 м, площадью поперечного сечения 1,30-1,35×10^-4 м², пористостью 0,25-0,34%, заполненные дезинтегрированным керном реального месторождения. Нефть, находящуюся в моделях, вытесняют водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводят водные растворы сореагентов и воду с минеральными системами. Закачку воды с сореагентом и воды с минеральными системами производят одновременно или чередующимися оторочками до выравнивания проводимости разнопроницаемых зон. Далее возобновляют закачку воды. Определяют прирост коэффициента нефтевытеснения как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 90%-ной обводненности добываемой продукции. Результаты приведены в таблице №1.

Примеры 2-8 проводят аналогично примеру 1. Дополнительно в водный раствор реагента и/или продавочную жидкость вводили ПАВ, и/или полимер, и/или наполнитель.

Примеры 9-13 проводят аналогично примерам 2-8. Количество циклов составило 2 и 3 соответственно.

По данным таблицы 1 видно, что использование водного раствора минерального реагента и водного раствора минерального реагента с сореагентом, закачки продавочной жидкости, осуществление технологической выдержки и осуществление циклической закачки водного раствора минерального реагента или водного раствора минерального реагента и сореагента, а также закачка после каждого цикла продавочной жидкости позволяет добиться перераспределения фильтрационных потоков в пропластках различной проницаемости и существенно увеличить коэффициент нефтевытеспения, так прирост коэффициента нефтевытеснения по низкопроницаемому пропластку увеличивается с 14,27 до 27,0%, по пласту в целом - с 11,92 до 19,15%.

Изобретение по сравнению с известными обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- способствует увеличению охвата пласта воздействием;

- повышает выработку неоднородных пластов;

- повышает прирост коэффициента нефтевытеснения;

- основан на применении экологически чистых материалов.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение, закачку в скважину водного раствора минерального реагента, состоящего из активированных измельчением тонкодисперсных природных материалов и тонкодисперсных частиц, выделяющихся при износе деталей аппаратов измельчения или водного раствора минерального реагента и сореагента, отличающийся тем, что в условиях обводнившихся неоднородных терригенно-карбонатных пластов залежи минеральные реагенты применяют в количестве 0,0001-0,01 об.% высокопроницаемой части залежи со средним размером частиц более 0,1 осредненного диаметра пор пластов и из условия размещения минеральных реагентов лишь в высокопроницаемых и трещиновато-кавернозных зонах, не создавая при этом дополнительных зон неоднородности, при этом закачку водных растворов минерального реагента, при различной обводненности добывающих скважин, ведут при выключенных добывающих скважинах с обводненностью ниже средней, а после закачки водного раствора минерального реагента закачивают продавочную жидкость и осуществляют технологическую выдержку в течение 12-72 ч.