СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF OIL FIELD PART DEVELOPMENT AT THE LATE STAGE OF OPERATION OF OIL AND GAS FIELD

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для разработки участка нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения.
Известен способ разработки участка нефтяной залежи, включающий формирование потокоотклоняющего экрана из гелей на достаточную глубину за счет порционной (циклической) закачки в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц дисперсной фазы и продавочной жидкости, например воды, при этом время начала гелеобразования первой (предыдущей) порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (пат. RU 2131022, кл. Е21В 43/22, оп. 27.05.1999).
В данном способе, учитывая неоднородность пласта, закачка полимерной композиции в пласт происходит не общим фронтом, а по наиболее проницаемым участкам. Сорбционная способность компонента ГОС - полиакриламида составляет 0,5 мг/г породы терригенного коллектора, поэтому потери, при глубоком продавливании в пласт, составят до 70% композиции полимера, на что указывает полное отсутствие изменения приемистости скважины, свидетельствующее о снижении эффективности нефтеотдачи. Кроме того, в способе остановка на гелеобразование осуществляется в течение 19-24 часов каждого цикла, что снижает скорость проведения технологической операции. Недостатком способа является также осуществление технологического контроля только через несколько суток по конечной приемистости скважины.
Задачей предлагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации нефтегазового месторождения, обеспечивающего повышение нефтеотдачи пласта (ПНП), технологичности, селективности нефтевытеснения, а также возможность визуального контроля проведения работ.
Для этого в способе разработки участка нефтяной залежи заводнением, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего состава (ГОС) и продавочной жидкости в циклическом режиме, согласно изобретению осуществляют циклическую закачку ГОС с продавочной жидкостью в пласт до увеличения на устье скважины конечного давления на 0,5-2,0 МПа ниже пластового давления, затем после выдержки скважины для гелеобразования закачивают водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5% до давления на 0,5-2,0 МПа выше пластового давления.
Способ осуществляют следующим образом. Закачку гелеобразующего состава - полимерной экранирующей оторочки проводят в несколько циклов (оптимально 3 цикла), с продавкой водой каждой оторочки в пласт и технологическим отстоем 10-60 минут для снятия реологического напряжения и достижения максимального динамического сопротивления, способствующего лучшему перераспределению следующей оторочки ГОС. Рост давления на устье скважины характеризует формирование потокоотклоняющего экрана и позволяет определить необходимый объем ГОС для достижения конечного давления данной стадии на 0,5-2 МПа ниже пластового давления по манометру, что позволяет воспроизводить технологический процесс от скважинообработки к скважинообработке. Закачка ГОС не преследует цели оптимального выравнивания профиля приемистости и полную изоляцию водонасыщенных зон, цель - блокирование наиболее водопроницаемых зон в призабойной зоне скважины - ПЗС. Зачем скважина останавливается на технологическую остановку для гелеобразования - 48 часов. Затраченный объем ГОС при формировании экрана при циклической закачке в 3-5 раз меньше, чем объем используемый в технологиях сшитых полимерных систем. Состав ГОС - полиакриламид, ацетат хрома, техническая вода.
3
3
2
После завершения технологической остановки закачивается подобранная для коллектора данного месторождения водонефтяная эмульсия с содержанием органической дисперсной фазы 0,1-0,5%, оптимизирующая процесс нефтевытеснения. Состав водонефтяной эмульсии: органическая фаза - нефть месторождения 1-5 кг (1,2-6 литров), вода пластовая - 1 м. Водонефтяная эмульсия имеет худшую фильтрацию при закачке в пласт, в разы, чем нефть. Пластовая вода должна иметь плотность >1,040, при необходимости плотность регулируется добавлением CaCI. Объем закачиваемой водонефтяной эмульсии определяется по росту давления на устье, до достижения допустимого давления по технологическому плану, что обычно составляет 5-50 м, в зависимости от мощности пласта, что является достаточным для полного перекрытия водопроницаемых участков. Происходит селективное перераспределение фильтрационных потоков в нефтенасыщенные участки. Изменение градиента давления, создаваемое закачиваемой водой, лимитировано вязкостными и фильтрационными свойствами нефти в нефтенасыщенных участках, не охваченных заводнением. Остаточный фактор сопротивления нефти всегда будет в несколько раз ниже, чем остаточный фактор созданных потокоотклоняющих экранов. Приемистость по воде уменьшается в 3-5 раз. Закачиваемые оторочки водонефтяной эмульсии, учитывая физико-химические свойства добываемой нефти, оптимально изолируют водопроницаемые участки, селективно направляют фильтрационные потоки в нефтенасыщенные участки, что приводит к самопроизвольному генезису эмульсионнонефтяного вала, способствующего увеличению охвата пласта заводнением и вовлечением в фильтрационный процесс участков с не дренируемыми запасами нефти.
3
3
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XVI горизонт, нефтегазовое месторождение Узень, скв. №4546) - 1146 м, мощность пластов 20 м, пластовое давление 9,7 МПа, пластовая температура 64°С, пористость 23,5%, проницаемость 174 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,855 г/см, вязкость нефти в поверхностных условиях 3,49 мПа·с, начальная приемистость 352 м/сут. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и шесть реагирующих добывающих скважин. Давление на устье скважины перед началом закачки 6,8 МПа.
3
Закачивается в нагнетательную скважину 150 м гелеобразующего состава - ГОС со сшивателем - раствором ацетата хрома АХ в 3 цикла в следующей последовательности:
3
3
3
3
а) 50 м композиции, в том числе 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход полиакриламида - ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор ацетата хрома - АХ в пульпе ПАА - 2,67 л/ м (расход АХ - 40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м, после чего - технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины - 7,5 МПа;
3
3
3
3
б) 50 м композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА - 2,67 л/ м (расход АХ - 40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м, затем технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины - 8,5 МПа;
3
3
3
3
3
в) 50 м композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход ПАА - 200 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/ м (расход АХ-40 кг (45%) или 133,3 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м и затем технологический отстой 48 часов для гелеобразования. Конечное давление на устье скважины - 8,7 МПа. Затем закачали 0,5% водонефтяную эмульсию, следующего состава: нефть 5 кг (6 литров), вода пластовая - 1 м.
3
3
3
3
Объем закачки лимитируется ростом давления на устье до допустимого, что обычно составляет 5-50 м. Закачено 27 м водонефтяной эмульсии, давление на устье составило 11,7 МПа, осуществлена продавка водой - 5 м, приемистость составила 82 м/сут.
3
Скважина подключена к системе поддержания пластового давления (ППД). Приемистость составила 110 м/сут. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 1585 тонн.
3
3
Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XVIIгоризонт, нефтегазовое месторождение Узень, скв. №8760) -1144 м, мощность пластов 39-50 м, пластовое давление 12,05 МПа, пластовая температура 65-68°С, пористость 22,6%, проницаемость 289 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,854 г/см, вязкость нефти в поверхностных условиях 3,89 мПа·с, начальная приемистость 482,2 м/сут. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и семь добывающих реагирующих скважин. Закачка аналогично примеру 1. Начальное давление закачки 8,7 МПа, после закачки ГОС - 11,2 МПа, после закачки водонефтяной эмульсии - 12,5 МПа. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 907 тонн.
3
3
3
3
Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания (XIIIгоризонт, месторождение Узень, скв. №7013) -1142 м, мощность пластов 40-56 м, пластовое давление - 9,26 МПа, пластовая температура 57°С, пористость 27%, проницаемость 508 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,859 г/см, вязкость нефти в поверхностных условиях 4,24 мПа·с, начальная приемистость 1784 м/сут. Давление на устье скважины перед закачкой ГОС - 3,7 МПа. Промысловый участок: одна нагнетательная скважина и пять добывающих реагирующих скважин. Закачивается 90 м полимерной пульпы со сшивателем в 3 цикла + состав древесной муки в объеме V-300 м в следующей последовательности:
3
3
3
3
а) 30 м композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/м (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м и затем технологический отстой - 1 час. Давление на устье скважины 4,2 МПа;
3
3
3
3
б) 30 м композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/ м (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м и технологический отстой 1 час. Давление на устье скважины - 5,8 МПа;
3
3
3
3
в) 30 м композиции, в том числе: 0,4% пульпа 4,0 кг/м (расход ПАА 120 кг) и 0,04% раствор АХ в пульпе ПАА 2,67 л/м (расход АХ-24 кг (45%) или 80,0 л (15%)). Продавили композицию в пласт технической водой в объеме 10 м. Давление на устье скважины 7,3 МПа. Технологический отстой для гелеобразования 48 часов.
3
3
3
Приготовили и закачали водонефтяную эмульсию с содержанием органической дисперсной фазы 0,1% в объеме 40 м. Продавили технической водой в объеме 10 м. Приемистость 162 м/сут. Давление на устье скважины - 9,8 МПа. Дополнительная добыча нефти за два месяца составила 2580,13 тонн.
Проведены 10 технологических закачек по предлагаемой технологии на месторождении Узень Мангыстауской области, эффективность 100%, дополнительная добыча за два месяца составила 10700 тонн. Для сравнения: 35 участков, на которых была реализована традиционная технология СПС, показали аналогичный результат по эффективности за пять месяцев.