СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF NON-UNIFORM OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с сильно выраженной зональной или пластовой неоднородностью путем ее заводнения.
По объему применения метод заводнения в нашей стране относится к одним из основных при добыче нефти. Однако к настоящему времени возможности обычного заводнения практически исчерпаны. Методу свойственны недостатки, заключающиеся в прорывах нагнетаемой воды к добывающим скважинам по наиболее проводящим каналам. В итоге нефть, извлекаемая из залежи через эксплуатационные скважины, быстро обводняется, коэффициент ее извлечения снижается.
Известен способ разработки неоднородной залежи нефти путем ее заводнения через нагнетательные скважины с отбором нефти через добывающие скважины и одновременным волновым воздействием на залежь упругими колебаниями, которые генерируют в эксплуатационных скважинах (см., например, а.с.№1710709, 1992).
Недостатком известного способа является его малая эффективность ввиду ограниченности воздействия на залежь и, в ряде случаев, большие энергетические затраты на обработку залежи.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата залежи воздействием.
пл
пл
Технический результат достигается тем, что способ разработки неоднородной залежи нефти включает подачу в залежь под давлением рабочего агента, вытесняющего нефть, и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в качестве рабочего агента используют гетерогенную газожидкостную пенную систему на основе воды с добавкой эквимолярного по жесткости количества соды и добавкой порошкообразной твердой фазы в количестве 0,2-0,5 вес.% от веса воды, при этом кратность газа в пенной системе принимают в диапазоне значений (4,6-9,9) Р, где Р - пластовое давление, а упомянутая твердая фаза содержит 2-5% от веса порошкообразной твердой фазы частиц с дисперсностью 0,8-12 нм.
Сущность изобретения заключается в том, что при продолжительном одностороннем действии силы при подаче рабочего агента этот агент, в частности вода, прорывается по широким каналам, оставив в центре застойный (не вытесненный) целик нефти. Свободное течение нефти происходит только в достаточно широких каналах. В узких же капиллярах граница воды и нефти переместится в очень незначительной степени или вообще не переместится. Это объясняется гидрофильностью большинства нефтеносных пород (лучше смачиваются водой, чем нефтью). При вытеснении нефтью воды из капилляров сопротивление от капиллярного натяжения будет больше, чем при вытеснении водой нефти. Значительным резервом увеличения нефтеотдачи залежи, а также сокращения времени разработки залежи является применение технологии, предусматривающей дополнительные мероприятия по обработке рабочего агента, вытесняющего нефть, или применению специального рабочего агента. Для этого в качестве дополнительной меры по выравниванию фронта вытеснения при заводнении используют гетерогенные газожидкостные пенные системы. Эти системы зачастую готовят на подтоварной воде или попутной воде, или любой другой воде, которая может быть жесткой и даже аномально жесткой. В рамках применяемой технологии предусматривают производить умягчение воды непосредственно на устье нагнетательной скважины и использовать воду любой жесткости. Для этого предусматривают вводить в вытесняющий рабочий агент на основе воды добавки эквимолярного по жесткости количества соды. Для повышения устойчивости гетерогенных пенных систем предусматривают добавку в них порошкообразной (дисперсной) твердой фазы в количестве 0,2-0,5 вес.% от веса жидкой фазы (например, воды).
пл
пл
пл
гидр
гидр
При этом кратность газа в пенной системе принимают в диапазоне значений (4,6-9,9) Р, где Р - пластовое давление. В этом случае проявляется дополнительный эффект проявления вязкоупругих свойств применяемой пенной системы не только в порах, но и каналах типа трещин, свойственных карбонатным залежам. Дополнительную устойчивость пенным системам обеспечивает наличие в них порошкообразной твердой фазы, дифференцированной по размеру - крупности. В предусмотренных количествах порошкообразной твердой фазы (0,2-0,5 вес.% от веса жидкой фазы) желательно содержание 2-5 вес.% (от веса порошкообразной твердой фазы) частиц с дисперсностью 0,8-12 нм для повышения бронирующих свойств оболочек пены. Порошкообразная твердая фаза в целом повышает структурно-механические свойства гетерогенных газожидкостных систем за счет их распределения на границе раздела фаз. Наличие в порошкообразной твердой фазе частиц разной крупности исключает образование резких переходов на границах соприкосновения твердого тела, жидкости и газа и кратно (как новый эффект) увеличивает устойчивость пенной системы при приведенных выше соотношениях по содержанию твердой фазы и кратности газа в пенной системе. В качестве твердой фазы могут быть использованы, например, мел, тальк, кварцевый песок для неоднородной залежи проницаемостью до одного Дарси. Для коллекторов более высокой проницаемости можно использовать, например, резиновый порошок, древесную муку. В целях повышения эффективности способа в качестве твердой фазы может быть использована гидрофобная фаза - гидрофобные порошки. Гетерогенную пенную систему закачивают в залежь под давлением не ниже разности 1,7 Р-Р, где Р - гидростатическое давление в скважине. Предложенная технология выравнивания профиля приемистости при разработке залежи может быть использована в виде отдельных мероприятий на отдельных скважинах разрабатываемой нефтяной залежи и/или любой другой залежи, или отдельного продуктивного пласта - в нагнетательных и/или добывающих скважинах и может быть выражена в виде обработки их прискважинной зоны для изоляции осложнений - ограничения водопритоков или водопроявлений.
Конкретный пример осуществления способа.
На нагнетательной скважине №1272 месторождения Москудья проводят изоляционные работы по выравниванию профиля приемистости по факту образования промытых пропластков и уменьшения коэффициента продуктивности. Работы проводят в целях вовлечения в разработку застойного целика нефти - неработающих пропластков нефти.
Интервал перфорации 1470-1490 м, пластовое давление 85 атм.
3
3
Осуществляют подачу в залежь под давлением рабочего агента, вытесняющего нефть и отбор продукции через добывающие скважины. При этом в качестве рабочего вытесняющего агента принимают гетерогенную газожидкостную пенную систему. Жесткость воды, на которой готовят гетерогенную газожидкостную пенную систему в пересчете на кальций, составляет 0,012 г-ион/л (0,4 г/л). Для полного умягчения исходной воды, согласно стехиометрическому уравнению, требуется 2 г соды на каждый литр воды (2 кг/м). Для приготовления пенной системы мерник агрегата ЦА-320 заполняют 6 мводы. В нее засыпают эквимолярное количество соды 12 кг. В мерник агрегата добавляют 25 кг талька, в составе которого 1 кг составляет тот же тальк, но с крупностью частиц не более 10 ммкн.
После циркуляции смеси в нее добавляют 30 кг пенообразователя, например неионогенного поверхностно-активного вещества типа «МП-80». Через газирующее устройство пенную систему с 5-кратным содержанием в ней газа при пластовом давлении закачивают в скважину.
При давлении 12-13 МПа пенную систему из скважины продавливают в пласт. После запуска скважины в работу удостоверяют полное перераспределение потоков в промытые пропластки.