СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD TO DEVELOP WATER-FLOODED OIL POOL

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку порции воды с отгоном уксусной кислоты производства оксиэтилендифосфоновой кислоты, затем порции воды с добавкой смеси отгона уксусной кислоты производства оксиэтилендифосфоновой кислоты и алюмосодержащего отхода процесса алкилирования с выпадением осадка в промытых водой проницаемых участках пласта (Авторское свидетельство СССР №1627677, опуб. 1991 г.).
Недостатком известного способа является низкая его эффективность в неоднородных пластах вследствие небольшого объема образующегося в промытых зонах осадка.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, закачку водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама. В качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор алюмохлорида - отход производства алкилирования бензола олефином 20-30%-ной концентрации (Патент РФ №2039224, опубл. 09.07.95 - прототип).
Применение известного способа не приводит к достижению высокой нефтеотдачи вследствие малой избирательности воздействия закачиваемых растворов.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
3
3
Задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, закачку водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама, согласно изобретению, отбирают нефть через добывающие скважины, останавливают добывающую скважину, в добывающей скважине по межтрубному пространству закачивают в верхний нефтенасыщенный пропласток углеводородную жидкость в объеме 0,3-1,3 м/м продуктивного пласта при давлении закачки в пределах от забойного до давления разрыва пласта, по колонне насосно-компрессорных труб закачивают в нижний обводненный пропласток водный раствор соли многовалентного металла, буферную оторочку и водный раствор щелочного стока производства капролактама в объеме 3-13 м/м продуктивного пласта при давлении меньше давления закачки по межтрубному пространству на величину разности гидростатического давления столбов жидкостей при расходе жидкости в 9-11 раз больше, чем по межтрубному пространству.
Признаками изобретения являются:
1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2) закачка водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама;
3) отбор нефти через добывающие скважины;
4) остановка добывающей скважины;
5) в добывающей скважине по межтрубному пространству закачка в верхний нефтенасыщенный пропласток углеводородной жидкости;
3
6) то же в объеме 0,3-1,3 м/м продуктивного пласта;
7) то же при давлении закачки в пределах от забойного до давления разрыва пласта;
8) по колонне насосно-компрессорных труб закачка в нижний обводненный пропласток водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама;
3
9) то же в объеме 3-13 м/м продуктивного пласта;
10) при давлении меньше давления закачки по межтрубному пространству на величину разности гидростатического давления столбов жидкостей;
11) то же при расходе жидкости в 9-11 раз больше, чем по межтрубному пространству.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Существующие технологии разработки обводненной нефтяной залежи, в которых через нагнетательные скважины проводят закачку рабочего агента и водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама, не приводят к достижению высокой нефтеотдачи вследствие малой избирательности воздействия закачиваемых растворов на призабойную зону добывающих скважин. Закачка общим фильтром через нагнетательную скважину способствует поступлению рабочего агента в низкопроницаемые зоны только в околоскважинном пространстве нагнетательной скважины, тогда как призабойная зона добывающей скважины остается не охваченной воздействием. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
3
3
При разработке обводненной нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Останавливают добывающую скважину. Низ колонны насосно-компрессорных труб устанавливают напротив нижнего пропластка. В добывающей скважине по межтрубному пространству закачивают в верхний нефтенасыщенный пропласток углеводородную жидкость в объеме 0,3-1,3 м/м продуктивного пласта при давлении закачки в пределах от забойного до давления разрыва пласта. Одновременно по колонне насосно-компрессорных труб закачивают в нижний обводненный пропласток водный раствор соли многовалентного металла, буферную оторочку и водный раствор щелочного стока производства капролактама в объеме 3-13 м/м продуктивного пласта при давлении меньше давления закачки по межтрубному пространству на величину разности гидростатического давления столбов жидкостей при расходе жидкости в 9-11 раз больше, чем по межтрубному пространству.
В качестве углеводородной жидкости используют легкую дегазированную нефть, широкую фракцию легких углеводородов, дизтопливо, дистиллят и т.п. Закачкой углеводородной жидкости в верхний нефтенасыщенный пропласток предотвращают попадание в него технологических растворов, закачиваемых по колонне насосно-компрессорных труб, и отмывают пропласток от углеводородорастворимых кольматирующих элементов типа парафинов, асфальтенов и т.п.
В качестве буферной оторочки используют пресную, минерализованную воду и т.п.
Закачка в нижний обводненный пропласток водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама сопровождается перемешиванием растворов в призабойной зоне скважины и реагированием в порах пропластка с образованием нерастворимых кольматирующих поры соединений. Проницаемость нижнего промытого пропластка понижается, а это способствует перераспределению потоков жидкости через нефтенасыщенный верхний пропласток и дополнительному вытеснению нефти из залежи. Нефтеотдача залежи возрастает.
Соотношение объемов водного раствора соли многовалентного металла, буферной оторочки и водного раствора щелочного стока производства капролактама составляет соответственно 5:1:7,5. Объемы закачивают при этих соотношениях мелкими оторочками в 2-4 приема до полного объема.
Как и в прототипе, водный раствор соли многовалентного металла используют согласно ТУ 38.302163-89, а водный раствор щелочного стока производства капролактама согласно ТК 113-03-488-84. В качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор алюмохлорида - отход производства алкилирования бензола олефином 20-30%-ной концентрации.
Примеры конкретного выполнения
2
3
Пример 1. Разрабатывают обводненную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1150 м, начальное пластовое давления 12 МПа, пластовая температура 23°С, толщина продуктивного пласта от 2 до 10 м, коэффициент расчлененности 3, пористость 21, проницаемость от 200 до 1500 мкм, нефтенасыщенность 80%, вязкость нефти 40-150 мПа·с, плотность нефти 0,85-0,93 г/см. Залежь разрабатывают 10 лет. Текущая обводненность по залежи 60%. Отбирают нефть через 15 добывающих скважин на естественном режиме. По мере обводнения скважины переводят в нагнетательные.
Останавливают добывающую скважину, обводненную до 98%. Дебит скважины
3
3
3
3
3
3
3
20 м/сут. Скважиной вскрыт пласт с неоднородным терригенным коллектором. В пласте выделены 2 пропластка. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают в нижний пропласток водный раствор соли многовалентного металла, буферную оторочку и водный раствор щелочного стока производства капролактама в объеме 10 м/м продуктивного пласта, т.е. 40 м, при давлении закачки 10 МПа с расходом 10 м/час. Одновременно по межтрубному пространству закачивают углеводородную жидкость - дизтопливо в объеме 1 м/м продуктивного пласта, т.е. 2 м, при давлении закачки 13 МПа с расходом 1 м/час.
3
3
3
3
3
3
Пример 2. Выполняют как пример 1. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают в нижний пропласток водный раствор соли многовалентного металла, буферную оторочку и водный раствор щелочного стока производства капролактама в объеме 3 м/м продуктивного пласта, т.е. 12 м, при давлении закачки 9,9 МПа с расходом 11 м/час. Одновременно по межтрубному пространству закачивают углеводородную жидкость - нефть в объеме 0,3 м/м продуктивного пласта, т.е. 0,6 м, при давлении закачки 12 МПа с расходом 1 м/час.
3
3
3
3
3
3
Пример 3. Выполняют как пример 1. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают в нижний пропласток водный раствор соли многовалентного металла, буферную оторочку и водный раствор щелочного стока производства капролактама в объеме 13 м/м продуктивного пласта, т.е. 52 м, при давлении закачки 10,2 МПа с расходом 9 м/час. Одновременно по межтрубному пространству закачивают углеводородную жидкость - дистиллят в объеме 1,3 м/м продуктивного пласта, т.е. 2,6 м, при давлении закачки 13 МПа с расходом 1 м/час.
В результате обводненность добываемой нефти снизилась до 70%, а нефтеотдача залежи возросла на 0,6%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.