Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (пат. RU №2060373, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996 г., Бюл. №14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС (биоПАВ КШАС) - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseuodomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.

Данный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Известен способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №2078916, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997 г., Бюл. №13), включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, питательную среду, минеральную добавку и воду. В качестве питательной среды он содержит органическое удобрение, а в качестве минеральной добавки - диаммонийфосфат.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в промытых высокопроницаемых зонах пласта из-за недостаточного увеличения фильтрационного сопротивления, что в конечном итоге приводит к низкому охвату пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №1774691, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1995 г., Бюл. №26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий - микроорганизмов в растворе питательного вещества.

Недостатками известного способа являются высокая потеря углеводородокисляющих бактерий в растворе питательного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточное подключение в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. Использование данного способа в неоднородных нефтяных пластах незначительно увеличивает нефтеотдачу.

Задачами изобретения являются увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Решение указанных задач обеспечивается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до закачки УОБ в растворе питательного вещества осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

ВПП	0,05-2,0
бродильные бактерии	0,005-2,0
вода	остальное

В качестве УОБ используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л.

В качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение - кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты.

Для приготовления смеси, состоящей из ВПП и бродильных бактерий, используют следующие реагенты:

- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющую собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха;

- натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 70 и степенью полимеризации более 800;

- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путем ферментации с использованием бактерии Xanthomonas campestris;

- гуар отечественного или импортного производства, представляющий собой нейтральный водорастворимый полисахарид, который содержит остатки галактозы и имеет общую структуру галактоманнанов и получаемый экстракцией из семян растения Cyanaposis tetragonolobus - зернобобовой культуры;

- в качестве бродильных бактерий используют природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, способное к продукции растворителей (кетонов, спиртов), газов (углекислого газа, молекулярного водорода), летучих жирных кислот при использовании углеводных субстратов - сахара, крахмала, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л). В качестве природного источника используют сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоем;

- воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-150 г/л.

В процессе закачки в пласт смеси ВПП и бродильных бактерий происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет их блокирования вязким раствором, содержащим ВПП и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием.

Затем осуществляют закачку УОБ в растворе ДАФ, который за счет своей низкой вязкости поступает в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.

После закачки УОБ в растворе ДАФ и продавливания в пласт воды скважину останавливают на технологическую выдержку.

Во время технологической выдержки в более проницаемых пропластках происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бродильными бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью, а в менее проницаемых пропластках происходит преобразование УОБ углеводородов нефти в нефтевытесняющие агенты (биоПАВ, летучие жирные кислоты), улучшающие смачиваемость породы, снижающие межфазное натяжение в системе вода-нефть-порода и повышающих проницаемость пропластка, что приводит к увеличению нефтеотдачи.

Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважины, степень выработанности пластов, объемы закачки смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ. Закачку указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде до снижения удельной приемистости скважины на 10-30%.

Объем закачиваемой указанной смеси для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки и работающей толщины пласта.

Смесь ВПП и бродильных бактерий готовят следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³, заполненную водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, вносят бродильные бактерии с концентрацией 0,005-2,0 мас. % в заранее приготовленный раствор ВПП с концентрацией от 0,05 до 2,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.

Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ.

Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет объема закачки УОБ в растворе ДАФ производят по формуле (1):

где V₃ - объем закачки, м³;

R - радиус обработки пласта (4-8 м), м;

h - толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, д. ед.

Для приготовления УОБ в растворе ДАФ используют воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л.

Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³, заполненную водой, вносят УОБ с концентрацией 0,01-0,3 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ с концентрацией 0,05-0,2 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленный раствор закачивают в пласт.

По окончании процесса закачки указанных смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л с водовода в объеме 15-20 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7-15 сут. Затем возобновляют работу скважины.

До и после закачки указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.

Предлагаемый способ обеспечивает снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин.

Эффективность предлагаемого способа и прототипа оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см², заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, которую затем замещали нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см³. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий в воде с минерализацией от 0,15 до 150 г/л и УОБ в растворе ДАФ. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку на 7-15 сут. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли ОФС. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.

В табл. 1 приведены результаты по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ.

Пример 1. В модель пласта закачивают смесь ВПП и бродильных бактерий, например, ОЭЦ с концентрацией 2,0 мас. %, сапропеля с концентрацией 2,0 мас. % и воды с минерализацией 60 г/л (96,0 мас. %). Затем закачивают УОБ с концентрацией 0,15 мас. % в растворе ДАФ с концентрацией 0,2 мас. %. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 7 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 60 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 5,0%, а ОФС - 50,5 (см. табл. 1, опыт 1).

Как видно из табл. 1, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,4-28,1 раза по сравнению с прототипом. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 2,2-8,1 раза.

Пример конкретного выполнения.При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и объема закачки УОБ в растворе ДАФ расчетным путем с учетом пористости и толщины продуктивного пласта по (1). Приемистость нагнетательной скважины составляет 260 м³/сут при давлении на водоводе 10,0 МПа (удельная приемистость скважины составляет 26 м³/сут/МПа). Объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий составляет 200 м³. Пористость пласта составляет 0,21 д. ед., толщина продуктивного пласта - 6,0 м, радиус обработки пласта - 4,5 м.

Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают по (1):

V₃=3,14⋅R²⋅h⋅m=3,14⋅4,5²⋅6,0⋅0,21=80 м³.

В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде с минерализацией 150 г/л в объеме 200 м³ до снижения удельной приемистости скважины на 27%.

Смесь ВПП, например, ОЭЦ и сапропеля готовят следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят сапропель с концентрацией 0,05 мас. % в заранее приготовленный раствор ОЭЦ с концентрацией 1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.

Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ в объеме 80 м³.

Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м³, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят УОБ с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,3 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленный раствор закачивают в пласт.

По окончании процесса закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л с водовода в объеме 15 м³ и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7 сут. Затем возобновляют работу скважины.

До и после закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.

Результаты приведены в табл. 2 и 3 (пример 1). Средняя дополнительная добыча нефти составила 1960 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, обводненность добывающих скважин снизилась в среднем на 3,3%.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность снизилась в среднем на 5,3%.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин изменением фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличить охват пласта воздействием. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 2

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, что в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до закачки УОБ в растворе питательного вещества осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

ВПП	0,05-2,0
бродильные бактерии	0,005-2,0
вода	остальное