СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPING AN OIL DEPOSITE

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки нефтяных залежей путем перевода добывающих скважин в нагнетательные, в том числе и на истощенных месторождениях, как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен способ, основанный на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, раскрытый в RU 2483201 C1,опубл. 27.05.2013.
К недостаткам способа можно отнести: его ограниченность в применении, а именно предложенный способ может быть использован преимущественно при разработках нефтяных залежей, имеющих низкое пластовое давление (менее 2,5 МПа); длительность нагнетания рабочего агента, в течение нескольких месяцев; увеличение давления может спровоцировать прорыв рабочего агента в соседние скважины; длительность нагнетания рабочего агента, в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, может спровоцировать увеличение обводнение продукции.
Также, из уровня техники известен способ перевода добывающей скважины в нагнетательную раскрытый в RU 2142047 С1, опубл. 27.11.1999, включающий определение проницаемости участков продуктивного интервала, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, проведение технологической выдержки, промывают скважину жидкостью глушения, поднимают насосное оборудование, проводят перфорацию скважины, имплозионное воздействие и освоение скважины.
Основным недостатком указанного способа является значительные энергетические затраты и трудоемкость технологического процесса, что как следствие, увеличивает временной интервал обработки скважины при недостаточном технологическом эффекте.
Кроме того, из уровня техники известен способ разработки нефтяной залежи, раскрытый в RU 2266397 C1,опубл. 20.12.2005, прототип. Способ основанна переводе обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, при этом среди добывающих скважин выбирают по крайне мере одну добывающую скважину, имеющую наименьший дебит по сравнению с другими добывающими скважинами данного участка пласта, и переводят ее в нагнетательную причем до перевода выполняют очистку призабойной зоны этой скважины, одновременно с закачкой рабочего агента через эту дополнительную нагнетательную скважину, осуществляют вибровоздействие на пласт, при этом суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта принимают равным объему рабочего агента, закачиваемого в эту дополнительную нагнетательную скважину.
Недостатком этого способа является относительно высокая сложность обработки, т.к. требуется обязательная очистка призабойной зоны скважин, а также закачка рабочего агента совмещается с вибровоздействием на данный участок пласта, т.е. способ требует дополнительного оборудования для вибровоздействия. Кроме того, указанный способ не исключает риски снижения суммарного дебита по участку, а также требуется смена типоразмера скважинных насосных установок и увеличение глубины спуска насосов. Перечисленные недостатки способа негативно сказываются на эффективности разработки нефтяных залежей.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей заявленного изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных залежей с терригенными и карбонатными продуктивными пластами при снижении материальных затрат.
Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивных пластов при исключении увеличения обводненности добывающих скважин по участку и непроизводительной фильтрации воды, снижение энергетических затрат и трудоемкости технологического процесса.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ разработки нефтяной залежи в условиях заводнения включает закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, причем, среди добывающих скважин выбирают, по крайней мере, одну скважину в ряду скважин с наименьшим дебитом: при снижении в ней пластового давления в 2 раза, и /или с увеличенной обводненностью до 99%, и/или с целью увеличения дебита нефти в ней, и переводят по крайней мере одну выбранную добывающую скважину в нагнетательную. При этом в пласт закачивают через по крайней мере одну переведенную в нагнетательную скважину по крайней мере один цикл оторочек с буферной жидкостью (БЖ), содержащих по крайней мере две следующие последовательно закачиваемые оторочки: оторочку подмыльного щелока (ПЩ) и по крайней мере одну оторочку потокоотклоняющего состава (ПОС), содержащего реагент, выбранный из группы: полимердисперсный состав (ПДС),вязкоупругий состав (ВУС), сшитый полимерный состав (СПС), гелеобразующие составы (ГОС), полимер-гелевые системы (ПГС).
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Для осуществления способ разработки нефтяной залежи в условиях заводнения сначала осуществляют закачку рабочего агента (вода) в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Далее среди добывающих скважин выбирают, по крайней мере, одну скважину в ряду скважин с наименьшим дебитом: при снижении в ней пластового давления в 2 раза, и /или с увеличенной обводненностью до 99%, и/или с целью увеличения дебита нефти в ней, и переводят по крайней мере одну выбранную добывающую скважину в нагнетательную. Затем через по крайней мере одну переведенную скважину в пласт закачивают по крайней мере один цикл оторочек с продавливанием каждой оторочки БЖ (буферная вода или нефть), причем в каждом цикле закачивают содержащих по крайней мере две следующие последовательно закачиваемые оторочки в следующей последовательности реагентов: 1 оторочка это закачка ПЩ, после закачки она проталкивается БЖ,2 оторочка – закачивают по крайней мере одну оторочку ПОС, т.е. закачивают одну оторочку ПОС или несколько оторочек ПОС, при этом после каждой закачки оторочки ПОС, ее продавливают БЖ.
Применяют ПЩ следующего состава, мас. %: жирные кислоты – (0,15-5,50), каустическая сода – (0,14-5,50), кальцинированная сода – (0,8-10,00), вода – остальное.
В качестве потокоотклоняющего состава применяют состав, выбранный из группы: ПДС, ВУС, СПС, ГОС, ПГС.
2
2
n
2
n
6
10
5
35
49
29
2
2
4
В качестве полимеров в указанных составах могут применяться водорастворимые или водонабухающие полиакриламиды (-CHCHCONH-), гидролизованные полиакрилонитрилы  (-CH-CH(CN)-) , водорастворимые полимеры на основе целлюлозы (CHO)n, ксантановые смолы (CHO)n, .  Используют и водный щелочной раствор силикатов натрия NaO(SiO)n и (или) калия K2O(SiO2)n (жидкое стекло), которые при взаимодействии с кислыми агентами образуют золь, переходящий со временем в гель. Для сшивки полимеров в сетчатую гелевую структуру используются ионы поливалентных металлов (Cr, Fe, Zr и т.п.), причем наиболее часто применяют ацетат хрома Cr(CH3COO)3•6H2O или квасцы хрома KCr(SO)2*12H2O .
В качестве ПДС, используют смесь компонентов, состоящую из водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида, водной глинистой суспензии, сшивающего агента в воде, например, в мас. %:
• 0,1 -0,2 полиакриламид в воде;
• 0,05 -0,10 ацетата хрома в воде;
• 2-4 глинопорошок для буровых растворов в воде;
ПДС представляет собой осадко-гелеобразующий состав, добавка полимера к дисперсии минеральных частиц позволяет увеличить объем осадка, улучшить сцепление минеральных частиц между собой и с поверхностью породы. При закачке ПДС сшивающий агент внедряется в частички ПАА и дисперсные частицы бентонита. Закачиваемые или находящиеся в пласте частицы глинистой суспензии также взаимодействуют со свободными функциональными группами ПАА. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием сшитой полимердисперсной системы в высокопроницаемых зонах пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и последующее нагнетание воды способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта. Закачка сшивающего агента с буферным объемом воды модифицирует поверхность пористой среды, что способствует более полному взаимодействию всей системы. Уменьшение проводимости промытых зон ограничивает движение вод в пласте, снижает затраты энергии на их непроизводительное перемещение по пласту и увеличивает долю нефти в отбираемой продукции.
СПС представляют собой гидрогели на основе водорастворимых полимеров, в частности полиакриламида, гидрогелиобразуются в результате протекания реакции химической сшивки макромолекул полимера в его водном растворе с помощью специальных реагентов-сшивателей, например, в мас. %:
• 0,2 -0,4 полиакриламид в воде;
• 0,02 -0,04 квасцы хрома в воде;
СПС представляют собой растворы медленно сшивающихся составов различной концентрации, которые при закачке способны проникать вглубь пласта на значительные расстояния и создавать в пластовых условиях потокоотклоняющие экраны с заданными факторами начального и остаточного сопротивлений, что способствует повышению нефтеотдачи и снижению обводненности скважины.
ВУС это разновидность СПС. ВУС присутствуют только высокомолекулярные полимеры полиакриламида, содержащие привитые сополимеры целлюлозы и их концентрация в ВУС более высокая до 4 %, например, мас. %:
• 2 -4 полиакриламид с молекулярной массой 12 - 24 млн. в воде;
• 0,02 -0,1 ацетата хрома в воде;
ВУС при закачке проявляет высокую селективность проникновения в высокопроницаемые пропластки проницаемостно-неоднородного пласта, а образовавшийся там гель имеет высокую вязкость с начальным напряжением сдвига. ВУС формирует в промытых высокопроницаемых пропластках нефтяного пласта гелевые экраны, тормозящие холостую фильтрацию через них закачиваемой воды, увеличивая нефтеотдачу.
ГОС приставляет собой состав на основе силиката натрия (жидкого стекла), например, мас. %:
• 2-10 силикат натрия в воде;
• 0,2-0,9 соляная кислота в воде;
• 0,01 – 0,3 полиакриламид в воде;
При закачке ГОС осуществляется взаимодействие силиката натрия с кислыми агентами, в результате чего выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящийсо временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта, что способствует повышению нефтеотдачи и снижению обводненности скважины.
ПГС представляют собой водные растворы водонабухающих полимеров различных марок при концентрации полимера 3 -10 мас. %, например:
• водонабухающий полимер марки ВНП имеет специфическое свойство расширяться со временем в пресной воде в 100 раз, а в пластовой воде – в 50-60 раз по объему. Процесс набухания и расширения ВНП не зависит от давления на него, также не влияет на него и температура, по крайней мере до 80ºС. По внешнему виду ВНП представляет собой гранулированный, неоднородный (комкообразный) порошок белого цвета Уровень рН 0,1%-го водного раствора составляет 7,7, условная вязкость (УВ) этого же раствора по ВП-5 – 19 с. Один грамм ВНП способен удерживать 100 г воды;
• водонабухающий полимер марки В-615 используют в концентрации (3 – 10)%, имеет водопоглощение в дистиллированной воде 600 г/г (600 г воды поглощается 1 гполимера марки В-615);
• ПГС «Темпоскрин-Люкс» используют водонабухающий полимер со следующими свойствами: набухаемость – выше 200 мг/г, содержание гельфракции достигает 80-100 %, а скрин-фактор – более 10.
ПГС при закачке благодаря дисперсной структуре геля, состоящего из множества мелких гелевых частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Попадая в поровое пространство, гелевые частицы в минерализованной воде в условиях пласта увеличиваются в объеме и создают дополнительное сопротивление воде и способствуют увеличению охвата пласта заводнением. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Гидрогели ПГС проявляют селективные свойства по отношению к углеводородам.
3
Концентрации растворов реагентов и количество циклов предложенного способа берутся в зависимости от приемистости скважины и рассчитываются индивидуально для каждой скважины. Общий объем закачки реагентов по предложенному способу определяется исходя из приемистости и работающей толщины пласта. Оптимальный объем закачки на 1 метр работающей толщины без учета проводимости каналов принят 120-200 м, получен на основе статистического анализа фактически проведенных обработок. Для учета различной проводимости работающих каналов, данный показатель умножается на удельную приемистость скважины, посчитанную как отношение приемистости скважины к давлению закачки. Полученный удельный объем закачки умножается на работающую толщину пласта.
Расчет общего объема V реагентов используемых в способе, рассчитывается по формуле:
раб
зак
V=(120÷200)*H*(Q/P),
зак
раб
где Q – приемистость скважины, P - давление закачки, H - работающая толщина пласта.
В скважину закачивают состав по крайней мере один цикл оторочек, при этом каждый цикл включает закачку по крайней мере двух реагентов через последовательные оторочки, при массовом содержании реагентов цикле закачки в масс. %: ПЩ – 1- 40; по крайней мере один ПОС– 60-99; БЖ – 0,1-1 (сверх 100 % после каждой оторочки). Далее по материалам заявки под массовым содержанием ПЩ и ПОС подразумевается их количественное содержание (в масс. %) от массового содержания реагентов в цикле закачки, а под массовым содержанием БЖ ее количественное содержание сверх 100 % (в масс. %) от массового содержания реагентов в цикле закачки.
Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками:
o
3
- для карбонатных пластов: глубина залегания 950-1250 м, мощность нефтяных пластов 14,5 м, пластовое давление 10,7 МПа,  пластовая температура 18C, пористость 11-17%, проницаемость 111 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,85 г/см, вязкость нефти в пластовых условиях 13,6 мПа•с;
o
3
- для терригенных пластов: глубина залегания  1400-1500 м, мощность нефтяных пластов 6,7 м, пластовое давление 12,6 МПа, пластовая температура  22C, пористость 16-21%, проницаемость 282 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,88 г/см, вязкость нефти в пластовых условиях  23,4 мПа•с.
Отбирают нефть через 60 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 15 нагнетательных скважин. На поздней стадии разработки выделяют участок из 15 добывающих и 4 нагнетательных скважин. В двух добывающих скважинах обводненность добываемой продукции достигла 98,7 % и 99,1 %, в третьей добывающей скважине низкий дебит, дебит нефти упал на 96,6 т/сут. Эти скважины намечены к переводу в нагнетание.
Через первую выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают реагенты по предложенному способу, в пять циклов:
Каждый цикл осуществляют следующим образом: закачивают 1 масс. % ПМ, после чего продавливают БЖ в количестве 0,1 масс. %; далее закачивают ПДС в количестве 99 масс. % содержащий в масс. %: водный раствор ППА (марка Праестол 2507 КI) – 0,1 масс. %, водную суспензию глинопорошка для буровых растворов (марка ПБМВ)– 2 масс. %, 50% водный раствор соли (ацетата хрома –АХ)– 0,1 масс. %, вода (подтоварная вода – ППД) – остальное, после чего продавливают БЖ– 0,01 мас. %.
3
3
После пяти циклов давление закачки повысилось от 5 до 115 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к нагнетанию рабочего агента через скважину. Приемистость изменилась с 218 м/сут до 102 м/сут.
Через вторую выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают 1 цикл следующих реагентов: закачивают 20 мас. % ПМ, продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %, далее закачивают предоторочку СПС в количестве 20 мас. %, содержащий раствор ПАА– 0,2 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,03, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %, далее закачивают основную оторочку СПС в количестве 60 мас. %, содержащий раствор ПАА– 0,2 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,03, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %,.
После закачки реагентов давление закачки повысилось от 50 до 110 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к нагнетанию рабочего агента через скважину. Приемистость изменилась с 201 м3/сут до 116 м3/сут.
Через третью выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают реагенты по предложенному способу в восемь циклов. Каждый цикл осуществляют следующим образом: закачивают 40 мас. %ПЩ, после чего продавливают БЖ в количестве 1 масс. %, далее закачивают состав ВУС в количестве 60 масс. % в количестве, содержащий раствор высокомолекулярного ПАА – 3 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,05, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 1 мас. %.
После восьми циклов закачки давление закачки повысилось от 5 до 110 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к закачке рабочего агента через скважину. Смешение закачанных жидкостей и гелеобразование происходят в отдаленных от призабойной зоны нагнетательной скважины участках пласта. Приемистость изменилась с 156 м3/сут до 90 м3/сут. Применение заявленного способа разработки за период одиннадцать месяцев позволило снизить обводненность на 3 – 30 % дополнительная добыча нефти составила 38054 т, что составило 49 % от общей добычи по участку.
В таблице 1 приведены результаты экспериментов на одной скважине при различном массовом содержании реагентов в оторочках. Результаты актуальны для различных соотношений компонентов в ПОС и различных концентраций растворов компонентов в ПОС
Применение заявленного способа позволит сократить материальные затраты за счет непроизводительной фильтрации воды и повысить эффективность технологического воздействия до 50%.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.
Таблица 1
№ опыта
Последовательность закачки оторочек
*Содержание реагентов в оторочке, масс. %
Процент снижения обводненности
Процент прироста нефтеотдачи
1
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
10,1991
23,4
22,3
2
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
200,5800,8
20,6
24,2
3
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
400,7600,5
19,5
27,8
4
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖ
200,5400,6400,6
25,1
29,6
5
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖЦикл II:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
200,5400,7400,7400,7200,5
29,6
36,9
6
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖ7. ВУС8. БЖ
400,5200,3200,3200,3
30,4
37,6
7
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖ7. ВУС8. БЖ9. ГОС10. БЖ
200,5200,3200,3200,3200,3
30,7
34,8
8
Цикл II:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖЦикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
10,1991200,5800,8
31,5
42,3
9
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖ7. ВУС8. БЖ9. ГОС10. БЖ11. ПГС12. БЖ
400,7150,2150,3150,3150,3150,2
33,4
43,5
10
Цикл I:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖЦикл II:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖЦикл III:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ5. СПС6. БЖ7. ВУС8. БЖЦикл IV:1. ПЩ2. БЖ3. ПДС4. БЖ
400,7600,5200,5400,6400,6400,5200,3200,3200,3200,5800,8
35,6
49,8
* содержание БЖ сверх 100 %