Способ разработки нефтяного пласта
METHOD FOR OIL RESERVOIR DEVELOPMENT

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Известен способ разработки нефтяного пласта (патент US № 4332297, опубл. 1982), включающий приготовление водного раствора перемешиванием полиакриламида и силиката натрия и закачку в скважину. Обеспечивает избирательное регулирование потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью.
Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.
Известен способ добычи нефти (пат. RU № 2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.), включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочного реагента. В качестве твердых частиц используют древесную муку. В качестве щёлочи используют едкий натрий или силикат натрия, или едкий калий 0,05-20,0 мас. %.
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных нефтяных пластах вследствие невозможности полного блокирования высокопроницаемых обводнённых зон пласта и вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен и нефтеотдача пласта остается невысокой.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий закачку водных растворов силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л, смесь закачивают периодически оторочками (патент RU № 2146002, опубл. 27.02.2000). Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас. %, количество силиката щелочного металла – в пределах от 10 до 0,1 мас. %, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас. %. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон.
Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины (патент RU № 2169836, опубл. 27.06.2001). Закачку в пласт осуществляют в две стадии растворов силиката натрия и хлорида кальция с образованием составов различной консистенции. Растворы силиката натрия и хлорида кальция закачивают раздельно. Первоначально производят закачку раствора силиката натрия, который на первой стадии дополнительно содержит наполнитель, а на второй стадии дополнительно содержит полиакриламид. В качестве наполнителя используют древесную муку, лигнин, бентонит. В качестве силиката натрия используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81.
Недостатками способа являются:
- низкая эффективность способа, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде поэтапная закачка растворов не обеспечивает образование устойчивых ассоциатов, осадка равномерно во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта и, как следствие, снижение сопротивления течению воды при последующем заводнении, повышение обводненности, снижение нефтеотдачи;
- сложная реализация способа, включающего подготовку, хранение и закачку растворов в несколько этапов;
- неравномерное смешение реагентов при одновременной закачке в скважину;
- незначительный охват пласта воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек: растворов силиката натрия с наполнителем и хлористого кальция, и водного раствора силиката натрия с полиакриламидом и хлористого кальция. Реакция осадкообразования протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть осадкообразования состава остается в пласте непрореагировавшей;
- длительность осуществления способа, т.к. реагенты закачиваются в скважину поэтапно, а не одновременно.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивающего повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращение этапов закачки растворов, сокращение времени закачки, подключение в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, и, как следствие, снижение обводненности, повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием, а также упрощение реализации способа при расширении технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину растворов силиката натрия, полиакриламида и наполнителя и отбор нефти через добывающие скважины.
скв.
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Новым является то, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы силиката натрия, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. % и наполнителя, а в качестве силиката натрия используют водный раствор высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, в качестве наполнителя используют порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С, исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. . – 150-200 м/сут  V 100-200 м, С0,01-0,25 мас. %, при Пр. . – 200-300 м/сут  V 200-350 м, С0,25-0,6 мас. %, при Пр. . – 300-600 м/сут  V 350-500 м, С0,6-1,5 мас. %, указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм до 260 г/дм в объёме 15 м и возобновляют заводнение.
Для приготовления указанной смеси используют следующие реагенты:
- полиакриламид (ПАА) – синтетический полимер акрилового ряда отечественного или импортного производства, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 %;
- эфир целлюлозы (ЭЦ) – мелкозернистый сыпучий порошок от светло-жёлтого до бежевого цвета со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9;
3
3
- высокомодульный полисиликат натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 (ПСН) – опалесцирующий раствор от прозрачного до серого цвета, массовая доля оксида кремния от 19,0 % до 24 %, массовая доля оксида натрия от 4,0 % до 5,5 %, плотность от 1,19 г/см до 1,25 г/см(ТУ 2145-014-13002578-2008);
- порошковая целлюлоза (ПЦ) представляет продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например марки С-0,5  и С-1,6 по ТУ 5410-029-32957739-2007. Размеры частиц ПЦ от 500 до 1600 мкм;
3
3
- вода с минерализацией от 0,5 г/дм до 260 г/дм.
скв.
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
скв
смеси
пор.ц.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что предварительно перед закачкой перемешивают водные растворы высокомодульного полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией от 0,05 до 3,0 мас. %, полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 0,9 с концентрацией от 0,0005 до 0,3 мас. %, и порошковую целлюлозу с концентрацией от 0,01 до 1,5 мас. %, и определяют приемистость нагнетательной скважины – Пр., рассчитывают объем закачки указанной смеси – V и выбирают концентрацию порошковой целлюлозы – С. Исходя из приемистости нагнетательной скважины: при Пр. . – 150-200 м/сут закачивают V 100-200 м, С0,01-0,25 мас. %, при Пр. . – 200-300 м/сут закачивают V 200-350 м, С0,25-0,6 мас. %, при Пр. . – 300-600 м/сут закачивают V 350-500 м, С0,6-1,5 мас. %. Указанную смесь закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %, а после закачки указанной смеси осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм до 260 г/дм в объёме 15 м. Происходит усиление блокирования высокопроницаемых зон пласта за счет образования равномерного объемного коллоидного осадка, образующегося при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия с водой, содержащего соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. Кроме того, легкоподвижные дисперсные частицы порошковой целлюлозы, полученные при взаимодействии водного раствора высокомодульного полисиликата натрия, полиакриламида или эфира целлюлозы, равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков без кольматации призабойной зоны скважины.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с ней добывающие скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидроди-намических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Опреде-ляют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. На основе анализа геологических показателей определяют количество реагентов и объем закачиваемой смеси. Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрацию ПЦ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (таблица 1).
Таблица 1 – Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ и концентрация ПЦ в зависимости от приемистости нагнетательной скважины
Наименование показателя
Значение
Приёмистость нагнетательной скважины при давлении закачки, м<sup>3</sup>/сут
150–200
200–300
300–600
Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ, м<sup>3</sup>
100-200
200-350
350-500
Концентрация ПЦ в закачиваемой воде, мас. %
0,01-0,25
0,25-0,6
0,6-1,5
Дозирование, приготовление и закачку указанной смеси осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками по закачке химпродуктов, например, типа КУДР, ЦА-320 и т.д.
Водный раствор высокомодульного полисиликата натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения высокомодульного полисиликата натрия товарной формы и пресной воды в объёмном соотношении 1:(4–9). Для повышения качества водного раствора высокомодульного полисиликата натрия предварительно определяют минерализацию воды, закачиваемую на данной скважине. Объёмное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл. 2) для продавки смеси в пласт. Для качественного получения водного раствора высокомодульный полисиликат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор высокомодульного полисиликата натрия доставляют на скважину автоцистернами.
Таблица 2 – Объёмное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной воды от минерализации воды
Минерализация воды, г/дм<sup>3</sup>
0,5-130
130-260
Объемное соотношение высокомодульного полисиликата натрия и пресной воды
от 1:4 до 1:6
от 1:6 до 1:9
Смесь водных растворов полиакриламида с молекулярной массой от 5 млн. Da до 12 млн. Da и степенью гидролиза от 5 % до 20 % или эфира целлюлозы, водного раствора полисиликата натрия с силикатным модулем 4,2-6,2 и порошковой целлюлозы готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА или ЭЦ в виде порошка с концентрацией 0,0005-0,3 мас. %, ПЦ с концентрацией 0,01-1,5 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем 4,2-6,2 с концентрацией 0,05-3,0 мас. %.
Затем полученную смесь водных растворов полиакриламида или эфира целлюлозы, полисиликата натрия и порошковой целлюлозы из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-60 %.
3
3
3
После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,5 г/дм до 260 г/дм в объёме 15 м.
Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.
2
3
3
В лабораторных условиях эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу оценивалась по двум показателям – остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,805-0,858 г/см. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией 0,5-260 г/дм с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл. 3 приведены результаты по определению ОФС и коэффициента нефтеизвлечения при закачке смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН и ПЦ.
3
Пример 1. В модель пласта закачивают смесь водных растворов ПАА с концентрацией 0,0005 мас. %, ПСН с концентрацией 0,05 мас. % и ПЦ с концентрацией      0,01 мас. %. Объемное соотношение ПСН и пресной воды составляет 1:4. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,5 г/дм путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,9, а ОФС – 22,5 (см. табл. 3, опыт 1).
Таблица 3 - Результаты фильтрационных исследований смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, и ПЦ
№ п/п
Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. %
Коэффициент нефтеизвлечения,%
ОФС
ПАА
ЭЦ
ПСН / Объемное соотношение ПСН с пресной водой
ПЦ
Вода,/ минерализация,г/дм<sup>3</sup>
1
2
3
4
5
6
7
8
1
0,0005
-
0,05 / 1:4
0,01
99,9395 / 0,5
78,9
22,5
2
0,0005
-
0,05 / 1:5
0,01
99,9395 / 100
78,7
22,9
3
-
0,15
0,05 / 1:6
0,01
99,79 / 130
79,5
23,1
4
0,15
-
0,05 / 1:5
0,01
99,79 / 100
79,8
23,5
5
-
0,0005
0,05 / 1:7
0,01
99,9395 / 170
78,9
21,9
6
0,3
-
0,05 / 1:9
0,01
99,64 / 260
78,9
25,6
7
-
0,3
0,05 / 1:7
0,01
99,64 / 170
79,1
26,1
8
-
0,0005
1,0 / 1:6
0,01
98,9895 / 130
78,8
24,5
9
0,15
-
1,0 / 1:4
0,01
98,84 / 0,5
88,7
26,3
10
-
0,15
1,0 / 1:5
0,01
98,84 / 100
89,8
27,9
11
0,3
-
1,0 / 1:9
0,01
98,69 / 260
85,6
47,9
12
-
0,3
1,0 / 1:7
0,01
98,68 / 210
86,7
46,9
13
-
0,0005
3,0 / 1:6
0,01
96,9895 / 130
79,1
27,9
14
0,15
-
3,0 / 1:9
0,01
96,84 / 260
76,8
25,3
15
0,3
-
3,0 / 1:4
0,01
96,69 / 0,5
79,1
31,2
16
0,0005
-
0,05 / 1:4
0,5
99,4495 / 0,5
78,2
38,6
17
0,15
-
0,05 / 1:6
0,5
99,3 / 130
85,2
41,2
18
0,0005
-
1,0 / 1:5
0,5
98,4995 / 100
76,8
38,9
19
-
0,3
0,05 / 1:9
0,5
99,15 / 260
74,3
45,3
20
-
0,0005
1,0 / 1:6
0,5
98,4995 / 130
75,3
39,5
21
-
0,15
1,0 / 1:7
0,5
98,35 / 210
73,5
44,6
22
0,15
-
1,0 / 1:9
0,5
98,35 / 260
73,8
45,3
23
0,3
-
1,0 / 1:4
0,5
98,2 / 0,5
77,2
51,3
24
-
0,3
1,0 / 1:5
0,5
98,2 / 100
78,6
52,3
25
0,3
-
1,0 / 1:7
0,5
98,2 / 210
79,6
57,2
26
0,0005
-
3,0 / 1:9
0,5
96,4995 / 260
78,2
32,6
27
-
0,15
3,0 / 1:4
0,5
96,35 / 0,5
76,5
32,5
28
0,3
-
3,0 / 1:6
0,5
96,2 / 130
81,3
42,3
29
0,0005
-
0,05 / 1:4
1,5
98,4495 / 0,5
75,3
34,8
30
-
0,0005
0,05 / 1:5
1,5
98,4495 / 100
76,5
35,2
31
0,0005
-
0,05 / 1:7
1,5
98,4495 / 210
77,6
36,8
32
-
0,15
0,05 / 1:6
1,5
98,3 / 130
78,4
42,3
33
0,3
-
0,05 / 1:9
1,5
98,15 / 260
85,3
55,6
34
0,3
-
0,05 / 1:5
1,5
98,15 / 100
84,6
54,3
35
-
0,3
0,05 / 1:7
1,5
98,15 / 210
84,9
55,8
36
0,0005
-
1,0 / 1:4
1,5
97,4995 / 0,5
74,9
54,3
37
-
0,0005
1,0 / 1:5
1,5
97,4995 / 100
75,9
55,3
38
0,0005
-
1,0 / 1:7
1,5
97,4995 / 210
78,9
56,7
39
0,15
-
1,0 / 1:6
1,5
97,35 / 130
75,8
58,9
40
-
0,15
1,0 / 1:7
1,5
97,35 / 210
79,3
59,8
41
0,3
-
1,0 / 1:9
1,5
97,2 / 260
79,5
53,9
Продолжение таблицы 3
42
-
0,3
1,0 / 1:5
1,5
97,2 / 100
81,5
54,6
43
0,3
-
1,0 / 1:7
1,5
97,2 / 210
82,1
53,8
44
-
0,0005
3,0 / 1:4
1,5
95,4995 / 0,5
75,6
54,2
45
0,0005
-
3,0 / 1:5
1,5
95,4995 / 100
76,9
56,8
46
-
0,0005
3,0 / 1:7
1,5
95,4995 / 210
77,3
57,9
47
0,15
-
3,0 / 1:9
1,5
95,35 / 260
76,3
59,7
48
-
0,15
3,0 / 1:5
1,5
95,35 / 100
75,9
58,1
49
0,15
-
3,0 / 1:7
1,5
95,35 / 210
76,1
58,9
50
-
0,3
3,0 / 1:4
1,5
95,2 / 0,5
84,2
59,9
51
0,3
-
3,0 / 1:7
1,5
95,2 / 210
85,6
60,1
Прототип
Первая стадия
Раствор CaCl<sub>2</sub>, см<sup>3</sup>
Вторая стадия
Раствор CaCl<sub>2</sub>, см<sup>3</sup>
Коэффициент нефтеизвлечения,%
ОФС
Водный раствор силиката натрия*, мас. %
Древесная мука, мас. %
Вода, мас. %
Силикат натрия**,мас. %
ПАА, мас. %
Вода, мас. %
52
0,5
0,25
97,45
20
0,5
0,3
99,2
20
44,6
16,8
53
3,0
0,5
96,5
40
3,0
0,125
96,875
20
48,7
15,5
54
1,0
0,75
98,25
60
1,0
0,5
98,5
20
46,7
18,1
Примечание – Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно.    *- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:5;    *- Водный раствор силиката натрия, приготовленный из товарной формы силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и пресной воды в объемном соотношении 1:4.
Как видно из табл. 3, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,5 раза по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза.
Пример конкретного выполнения.
2
3
3
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,54 мкм, нефтенасыщенностью 87,5 %, пористостью 21,1-22,4 %, нефтенасыщенная толщина пласта – 5,6 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 7,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости – 91,5 % (от 89,5 % до 93,1 %). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м/сут при давлении закачки 6,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты – 14,0 МПа, минерализация воды 0,5 г/дм (пример 1 табл. 4).
3
3
3
3
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить смесь водных растворов ПАА, ПСН и ПЦ в объёме 100 м, концентрация ПЦ составляет 0,01 мас. % (см. табл. 1). Водный раствор ПСН предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения ПСН товарной формы плотностью                 1,19 г/см и пресной воды в объёмном соотношении 1:4 (см. табл. 2). Для качественного получения водного раствора ПСН натрия (0,42 м) и пресную воду (1,68 м) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор ПСН доставляют на скважину автоцистернами.
Приготовление и закачку смеси водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ осуществляют с использованием установки по закачке химпродуктов типа КУДР.
Смесь водных растворов растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.
3
В смесительную емкость установки по закачке химпродуктов подают воду с минерализацией 0,5 г/дм, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (99,9395 мас. %). В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора подают ПАА с молекулярной массой 5,6 млн. Da со степенью гидролиза 15 % в виде порошка с концентрацией 0,0005 мас. %, порошковую целлюлозу с концентрацией 0,01 мас. % и дозируют дозировочным насосом водный раствор ПСН с силикатным модулем с концентрацией 0,05 мас. %.
Затем полученную смесь водных растворов ПАА, ПСН с силикатным модулем 4,2 и ПЦ из смесительной емкости, в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10 % (пример 1, табл. 5).
3
3
После окончания закачки указанной смеси продавливают в пласт водой с минерализацией 0,5 г/дм в объёме 15 м.
В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 91,5 % до 85,8 %, снижение удельной приемистости скважины на 10 %, дебит нефти по участку увеличился на 3,6 т (пример 1, табл. 5).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 4, 5. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т нефти.
Предлагаемый способ повышает эффективность процесса, особенно на поздней стадии разработки, за счет повышения качества образования ассоциатов и осадка, равномерно размещенного во всем объеме высокопроницаемых обводнённых зон пласта в пористой среде с учетом приемистости скважины, обеспечивает повышение сопротивления течению воды при последующем заводнении, сокращает этапы закачки растворов, сокращает время закачки.
Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых и трещиноватых зонах пласта происходит блокирование и далее перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,6-1,8 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счёт увеличения блокирующей способности закачиваемой смеси, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет упростить и расширить технологические возможности осуществления способа.
Таблица 4
Номер нагнетательной скважины
Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки до обработки, м<sup>3</sup>/сут / МПа
Удельная приемистость скважины до обработки,м<sup>3</sup>/сут/МПа
Максимальное допустимое давлениена эксплуатационную колоннуили пласты,МПа
Объём закачки смеси водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ
Минерализация воды,г/дм<sup>3</sup> / Объемное соотношение ПСН и пресной воды
Смесь водных растворов ПАА или ЭЦ, ПСН, ПЦ, мас. %
Приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки после обработки,м<sup>3</sup>/сут / МПа
Удельная приемистость скважины после обработким<sup>3</sup>/сут/МПа
ПАА
ЭЦ
ПСН
ПЦ
Вода
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
1
150 / 6,0
25
14,0
100
0,5 / 1:4
0,0005
-
0,05
0,01
99,9395
140 / 6,2
22,5
2
180 / 6,5
28
10,5
200
130 / 1:6
-
0,0005
0,05
0,1
99,8495
150 / 9,0
17
3
200 / 7,2
28
11,5
150
260 / 1:9
-
0,0005
0,05
0,25
99,6995
150 / 10,0
15
4
240 / 6,5
37
12,0
200
210 / 1:7
0,0005
-
0,05
0,3
99,6495
210 / 10,5
20
5
300 / 8,5
35
12,0
350
0,5 / 1:4
0,0005
-
0,05
0,6
99,3495
250 / 11,0
23
6
450 / 9,5
47
13,5
400
100 / 1:5
-
0,0005
0,05
1,0
98,9495
350 / 12,0
29
7
300 / 7,5
40
12,5
350
0,5 / 1:4
0,0005
-
0,05
0,6
99,3495
250 / 10,5
24
8
600 / 10,5
57
16,5
500
260 /1:9
0,0005
-
0,05
1,5
98,4495
500 / 13,5
37
9
150 /6,4
23
10,5
100
130 / 1:6
0,1
-
0,05
0,01
99,84
100 / 9,0
11
10
180 / 6,5
28
13,5
150
100 / 1:5
0,1
-
0,05
0,1
99,75
130 / 10,5
12
11
200 / 6,5
31
12,0
200
210 / 1:7
-
0,1
0,05
0,25
99,6
150 / 10,5
14
12
240 /6,7
36
11,0
250
260 / 1:9
-
0,1
0,05
0,3
99,55
210 / 10,0
21
13
350 / 7,5
47
12,0
400
130 / 1:6
-
0,1
0,05
1,0
98,85
280 / 10,0
28
14
290 / 7,4
39
14,0
250
0,5 / 1:4
0,1
-
0,05
0,45
99,4
210 / 12,0
18
15
600 / 11,5
52
15,0
500
100 / 1:5
-
0,1
0,05
1,0
98,85
480 / 14,0
34
16
420 / 8,7
48
12,0
350
210 / 1:7
0,1
-
0,05
1,5
98,35
350 / 11,0
32
17
180 / 7,5
24
10,5
200
260 / 1:9
0,3
-
0,05
0,01
99,64
150 / 9,5
16
18
150 /4,5
33
10,0
100
210 / 1:7
-
0,3
0,05
0,1
99,55
120 / 9,0
13
19
200 / 7,5
27
12,0
150
0,5 / 1:4
-
0,3
0,05
0,25
99,4
250 / 10,5
24
20
300 / 8,9
34
13,0
250
100 / 1:5
-
0,3
0,05
0,6
99,05
240 / 11,5
21
21
240 / 8,9
27
14,0
350
260 / 1:9
0,3
-
0,05
0,45
99,2
190 / 12,0
16
22
290 / 9,0
32
15,0
200
130 / 1:6
0,3
-
0,05
0,45
99,2
210 / 11,5
18
23
350 / 7.5
47
12,0
350
210 / 1:5
-
0,3
0,05
1,0
98,65
300 / 10,0
30
24
600 / 10,5
57
14,5
350
0,5 / 1:4
0,3
-
0,05
1,5
98,15
500 / 12,5
40
25
180 / 7,5
24
10,5
200
100 / 1:5
-
0,0005
1,0
0,01
98,9895
150 / 9,5
16
Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
26
150 / 5,8
26
10,0
150
260 / 1:9
0,0005
1,0
0,1
98,8995
120 / 9,5
13
27
200 / 6,7
30
11,0
200
100 / 1:5
0,0005
1,0
0,25
98,7495
120 / 10,0
12
28
240 / 6,5
37
10,5
300
0,5 / 1:4
-
0,0005
1,0
0,3
98,6995
210 / 9,0
23
29
350 / 7,5
47
12,0
450
0,5 / 1:4
-
0,0005
1,0
1,0
97,9995
300 / 10,5
29
30
240 / 6,5
37
11,0
300
100 / 1:5
0,0005
-
1,0
0,45
98,5495
200 / 10,5
19
31
500 / 10.5
48
13,5
450
0,5 / 1:4
-
0,0005
1,0
1,0
97,9995
420 / 11,5
37
32
500 / 11,0
45
15,0
500
260 / 1:9
-
0,0005
1,0
1,5
97,4995
400 / 13,5
30
33
150 / 5,6
27
9,5
100
260 / 1:9
-
0,1
1,0
0,01
98,89
110 / 8,0
14
34
180 / 6,5
28
11,0
150
130 / 1:6
-
0,1
1,0
0,1
98,8
150 / 9,5
16
35
200 / 6,5
31
12,0
200
0,5 / 1:4
0,1
-
1,0
0,25
98,65
110 / 8,8
12,5
36
300 / 8,5
35
13,0
350
130 / 1:6
0,1
-
1,0
0,6
98,3
210 / 11,5
18
37
240 / 6,5
37
12,0
300
210 / 1:7
0,1
-
1,0
0,45
98,45
210 / 10,5
20
38
300 / 9,5
32
14,5
350
0,5 / 1:4
-
0,1
1,0
1,5
97,4
240 / 12,5
19
39
420 / 8,0
53
14,0
400
130 / 1:6
0,1
-
1,0
1,0
97,9
350 / 12,5
28
40
420 / 8,5
49
12,5
500
260 / 1:9
-
0,1
1,0
1,5
97,4
350 / 11,0
32
41
180 / 7,0
26
11,0
100
100 / 1:5
-
0,3
1,0
0,01
98,69
150 / 10,0
15
42
200 / 6,5
31
10,5
200
130 / 1:6
0,3
-
1,0
0,1
98,6
120 / 9,5
13
43
150 / 7,0
21
11,0
150
130 / 1:6
0,3
-
1,0
0,25
98,45
110 / 9,5
12
44
300 / 7,5
40
12,0
350
100 / 1:5
0,3
-
1,0
0,6
98,1
220 / 10,5
21
45
600 / 11,5
52
15,6
500
0,5 / 1:4
0,3
-
1,0
1,5
97,2
420 / 13,5
31
46
500 / 10,5
48
15,0
450
130 / 1:6
-
0,3
1,0
1,0
97,7
380 / 13,5
28
47
600 / 12,5
48
16,5
500
260 / 1:9
-
0,3
1,0
1,5
97,2
410 / 13,5
30
48
450 / 10,5
43
17,0
400
100 / 1:5
-
0,3
1,0
1,5
97,2
380 / 14,5
26
49
180 / 7,5
24
10,0
100
0,5 / 1:4
-
0,0005
3,0
0,01
96,9895
120 / 9,5
13
50
150 / 6,5
23
11,5
180
260 / 1:9
0,0005
-
3,0
0,1
96,8995
110 / 10,5
10
51
200 / 7,5
27
12,0
200
210 / 1:7
-
0,0005
3,0
0,25
96,7495
120 / 10,0
12
52
240 / 7,2
33
11,0
300
130 / 1:6
0,0005
-
3,0
0,3
96,6995
190 / 10,5
18
53
300 / 9,5
32
13,0
350
260 / 1:9
0,0005
-
3,0
0,45
96,5495
210 / 11,5
18
54
350 / 8,5
41
14,0
450
210 / 1:7
-
0,0005
3,0
0,6
96,3995
310 / 12,5
25
55
500 / 10,5
48
15,5
400
210 / 1:7
0,0005
-
3,0
1,0
95,9995
420 / 13,5
31
56
600 / 11,0
55
16,5
500
100 / 1:5
0,0005
-
3,0
1,5
95,4995
450 / 14,5
31
57
150 / 6,5
23
10,5
180
100 / 1:5
-
0,1
3,0
0,01
96,89
120 / 9,5
13
58
150 / 6,0
25
12,0
100
0,5 / 1:4
-
0,1
3,0
0,1
96,8
120 /10,5
11
59
200 / 6,4
31
13,0
200
260 / 1:9
0,1
-
3,0
0,25
96,65
150 / 9,0
17
Продолжение таблицы 4
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
60
240 / 6,0
40
10,0
300
0,5 / 1:4
-
0,1
3,0
0,3
96,6
210 / 9,5
22
61
300 / 9,0
33
14,0
350
100 / 1:5
-
0,1
3,0
0,6
96,3
210 / 12,5
17
62
350 / 11,5
30
15,5
450
130 / 1:6
0,1
-
3,0
0,6
96,3
300 / 13,5
22
63
420 / 10,0
42
16,0
450
210 / 1:7
-
0,1
3,0
1,0
95,9
380 / 14,5
26
64
500 / 11,5
43
17,0
400
130 / 1:6
0,1
-
3,0
1,5
95,4
420 / 14,5
29
65
150 / 5,6
27
11,0
100
260 / 1:9
-
0,3
3,0
0,01
96,69
120 / 9,5
13
66
180 / 6,5
28
11,0
180
210 / 1:7
-
0,3
3,0
0,1
96,6
150 / 10,0
15
67
200 / 6,5
31
12,5
200
130 / 1:6
-
0,3
3,0
0,25
96,45
130 / 10,4
12,5
68
240 / 8,0
30
12,5
300
100 / 1:5
0,3
-
3,0
0,3
96,4
210 / 11,0
19
69
300 / 6,5
46
10,5
350
260 / 1:9
0,3
-
3,0
0,6
96,1
210 / 9,0
23
70
500 / 10,5
48
12,5
350
100 / 1:5
-
0,3
3,0
0,6
96,1
410 / 11,0
37
71
600 / 12,0
50
15,5
500
210 / 1:7
0,3
-
3,0
1,0
95,7
500 / 13,5
37
72
300 / 9,5
32
14,5
350
210 / 1:7
0,3
-
3,0
0,6
96,1
210 / 13,0
16
Таблица 5
Номер участка нагнетательной скважины
Удельная приёмистость нагнетательной скважины, м<sup>3</sup>/сут/МПа
Средний дебит нефти по участку, т/сут
Средняя обводнённость по участку, %
До обработки
После обработки
Снижение,%
До
После
Прирост
До
После
Снижение, %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
25
22,5
10
7,3
10,9
3,6
91,5
85,8
6,2
2
28
17
39
12,5
15,2
2,7
93,5
87,5
6,4
3
28
15
46
11,2
14,8
3,6
95,4
90,7
4,9
4
37
20
46
10,6
13,8
3,2
92,3
86,5
6,3
5
35
23
34
14,5
17,9
3,4
85,6
81,2
5,1
6
47
29
38
11,2
14,7
2,5
96,1
91,2
5,1
7
40
24
40
7,5
11,3
3,8
94,3
88,5
6,2
8
57
37
35
12,5
16,9
4,4
96,9
92,6
4,4
9
23
11
52
9,4
12,5
3,1
95,4
90,3
5,3
10
28
12
57
10,2
13,8
3,6
92,5
86,7
6,3
11
31
14
55
6,9
10,6
3,7
93,4
87,9
5,9
12
36
21
42
9,7
12,9
3,2
95,4
90,7
4,9
13
47
28
40
15,4
18,3
2,9
95,2
89,5
6,0
14
39
18
54
8,9
12,4
3,5
92,4
87,3
5,5
15
52
34
35
11,3
15,2
3,9
94,6
90,2
4,7
16
48
32
33
8,2
11,5
3,3
91,2
85,4
6,4
17
24
16
33
12,6
15,8
3,2
89,6
84,9
5,2
18
33
13
60
8,5
11,6
3,1
90,5
85,6
5,4
19
27
24
10
7,2
10,8
3,6
89,6
85,4
4,7
20
34
21
38
10,5
13,9
3,4
90,5
85,8
5,2
21
27
16
41
7,6
10,9
3,3
92,5
87,6
5,3
22
32
18
44
12,5
15,7
3,2
89,5
85,4
4,6
23
47
30
36
10,3
14,5
4,2
90,5
85,4
5,6
24
57
40
30
13,5
16,6
3,1
92,7
88,4
4,6
25
24
16
33
10,9
14,2
3,3
95,3
90,5
5,0
26
26
13
50
14,3
17,8
3,5
93,5
88,9
4,9
27
30
12
60
8,6
11,2
2,6
95,3
89,9
5,7
28
37
23
38
13,5
17,3
3,8
95,2
90,6
4,8
29
47
29
38
10,1
14,6
4,5
92,4
87,6
5,2
30
37
19
49
8,3
11,5
3,2
93,5
89,3
4,5
31
48
37
23
6,4
10,8
4,2
91,3
86,6
5,1
32
45
30
33
9,3
12,8
3,5
93,6
89,3
4,6
33
27
14
48
10,9
14,3
3,4
94,2
89,8
4,7
34
28
16
43
11,2
14,6
3,4
95,3
90,4
5,1
35
31
12
60
12,6
15,8
3,2
93,1
88,2
5,3
36
35
18
49
8,1
11,5
3,4
89,6
85,1
5,0
37
37
20
46
15,6
19,6
4,0
90,1
85,4
5,2
38
32
19
41
12,5
15,6
3,1
93,5
89,2
4,6
Продолжение таблицы 5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
39
53
28
47
9,7
12,9
3,2
95,3
90,7
4,8
40
49
32
35
18,9
22,3
3,4
94,2
87,9
6,7
41
26
15
42
8,9
12,8
3,9
93,1
88,1
5,4
42
31
13
58
7,8
11,6
3,8
94,4
88,7
6,0
43
21
12
43
8,9
11,8
2,9
93,5
88,4
5,5
44
40
21
48
14,6
18,1
3,5
89,7
85,4
4,8
45
52
31
42
9,1
13,5
4,4
91,2
85,6
6,1
46
48
28
42
10,9
14,6
3,7
90,7
86,3
4,9
47
48
30
38
8,9
11,9
3,0
96,1
89,5
6,9
48
43
26
40
13,5
16,8
3,3
97,0
91,3
5,9
49
24
13
46
8,9
12,6
3,7
97,1
91,9
5,4
50
23
10
56
8,1
11,3
3,2
96,5
91,4
5,3
51
27
12
56
11,8
14,9
3,1
90,1
85,6
5,0
52
33
18
45
9,7
12,8
3,1
88,3
82,9
6,1
53
32
18
44
7,9
11,6
3,7
87,9
82,6
6,0
54
41
25
39
15,1
17,9
2,8
90,4
85,6
5,3
55
48
31
35
10,1
14,7
3,6
96,3
90,4
6,1
56
55
31
44
9,9
13,3
3,4
89,3
84,3
5,6
57
23
13
43
9,8
13,7
3,9
97,6
92,4
5,3
58
25
11
56
11,6
14,8
3,2
97,5
92,4
5,2
59
31
17
45
8,9
11,9
3,0
96,4
90,1
6,5
60
40
22
45
11,7
14,6
2,9
97,2
91,3
6,1
61
33
17
48
8,6
11,6
3,0
93,2
87,1
6,5
62
30
22
27
9,7
13,1
3,4
91,2
85,6
6,1
63
42
26
38
9,5
13,4
3,9
86,1
81,3
5,6
64
43
29
33
12,3
16,3
4,0
95,7
90,7
5,2
65
27
13
52
8,8
11,8
3,0
93,7
89,1
4,9
66
28
15
46
11,6
15,9
4,3
92,3
86,7
6,1
67
31
12,5
60
9,6
13,6
4,0
90,3
84,7
6,2
68
30
19
37
8,2
11,8
3,6
87,4
82,3
5,8
69
46
23
50
11,5
14,9
3,4
85,3
79,7
6,6
70
48
37
23
10,3
14,2
3,9
89,1
84,1
5,6
71
50
37
26
8,8
11,9
3,1
97,1
90,7
6,6
72
32
16
50
11,6
15,8
4,2
90,5
84,6
6,5
Примечание – Номера участков нагнетательных скважин соответствуют номерам участков нагнетательных скважин табл. 4.