Способ разработки нефтяного пласта (варианты)
OIL RESERVOIR DEVELOPMENT METHOD (VERSIONS)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.
Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.
Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта вытеснением незначителен.
4
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки нефтяного пласта путем закачки в него источника микрофлоры и раствора питательных веществ (пат. RU №1774691, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.1995, Бюл. №26). В качестве источника микрофлоры в пласт закачивают воду, отобранную из призабойной зоны нагнетательной скважины, с содержанием микроорганизмов не менее 10 кл/мл в объеме, равном объему призабойной зоны пласта.
Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта вытеснением и нефтеотдачу.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижение обводненности, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой.
3
3
3
По первому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,1-0,2
перекись водорода
0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы
0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
3
3
3
По второму варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,15-0,3
перекись водорода
0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы
0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
3
3
3
По третьему варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,1-0,2
перекись водорода
0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,1-0,2
углеводородокисляющие микроорганизмы
0,03-0,1
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
3
3
3
По четвертому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,15-0,3
перекись водорода
0,04-0,2
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска
0,15-0,3
углеводородокисляющие микроорганизмы
0,05-0,5
вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л
остальное
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
Для приготовления углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси, состоящей из перекиси водорода в растворе минеральной соли, водной дисперсии древесной муки используют следующие реагенты:
- углеводородокисляющие микроорганизмы (УОМ) - биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды (рН 4,5-9,5), температур (от плюс 5 до плюс 45°С) и минерализации воды (до 150 г/л);
- перекись водорода (ПВ), выпускаемая по ГОСТ 177-88;
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;
- нитроаммофоска (НАФ), выпускаемая по ГОСТ 19691-84;
- вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л для приготовления растворов УОМ, минеральной соли и смеси;
- вода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л для продавливания в пласт;
- древесная мука, выпускаемая по ГОСТ 16361-87.
Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, приведены в табл. 1.
В промысловых условиях способ разработки нефтяного пласта осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и проводят анализ его разработки.
Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки УОМ в растворе минеральной соли.
Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1):
З
3
где V - объем закачки, м;
R - радиус обработки пласта, м (4-5 м);
h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;
m - коэффициент пористости, доли единиц.
До закачки УОМ в растворе минеральной соли в пласт предварительно закачивают смесь, состоящую из ПВ в растворе минеральной соли, которая выполняет функции подготовительного раствора в пласте для УОМ, обогащая пористую среду призабойной зоны биогенными элементами, для обеспечения жизнедеятельности пластовой микрофлоры.
Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, выбирают из табл. 1.
Для приготовления смеси ПВ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.
Приготовление смеси ПВ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:
3
- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м вносят расчетное количество минеральной соли, например, ДАФ. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,1 до 0,2 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,15 до 0,3 мас. %;
3
- емкость заполняют водой с водовода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л до объема 5 м, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;
- в приготовленный водный раствор ДАФ вносят расчетное количество ПВ, время перемешивания - не более 10 мин во избежание потерь выделяющегося кислорода. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,03 до 0,1 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,04 до 0,2 мас. %.
Приготовленную смесь закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем готовят и осуществляют закачку УОМ в растворе минеральной соли.
Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе минеральной соли и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли.
Для приготовления оторочки УОМ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.
Приготовление оторочки УОМ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:
3
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03-0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом:
3
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м), заполненную водой, вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ (с концентрацией в растворе от 0,03 до 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 15 мин;
- приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.
Приготовление и закачку в пласт указанных оторочек производят циклично в чередующем режиме до завершения запланированного общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли.
3
3
По окончании процесса закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 220 г/л в объеме 10-15 м, определяют приемистость скважины на последних 6 м продавочной водой объемным методом, не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10-12 сут.
До и после закачивания смеси и оторочек проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.
3
Для скважин с высокой приемистостью от 300 до 500 м/сут до закачки смеси и оторочек предварительно закачивают водную дисперсию древесной муки.
Для приготовления водной дисперсии древесной муки используют древесную муку, приготовленную на воде с минерализацией от 0,15 до 220 г/л.
Водную дисперсию древесной муки готовят следующим образом:
- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;
- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды с водовода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %;
- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси и оторочек.
Пример конкретного осуществления способа
3
Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа, минерализация воды - 0,15 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 2 м, пористость - 20%.
3
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 0,15 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м.
3
3
Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м. В нее вносят ДАФ в количестве 0,005 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,1%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в количестве 4,9935 м, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,0015 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,03%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 1).
3
Приготовленную смесь в объеме 5 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
з
2
2
3
V=3,14⋅R⋅h⋅m=3,14⋅4⋅2⋅0,2=20 м,
з
3
где V - объем закачки, м;
R - радиус обработки пласта - 4 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 2 м;
m - коэффициент пористости - 0,2 доли ед.
3
3
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 20 м, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 10 м.
3
3
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м каждая (4 цикла) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе ДАФ (20 м).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л.
Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:
3
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
3
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,03 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
3
Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
3
3
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 10 м и определяют приемистость скважины на последних 6 м продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.
2
Результаты проведенных геолого-физических и гидродинамических исследований кривых падений давлений (КПД) свидетельствуют о снижении гидропроводности от 2,101 до 1,502 мкм⋅м/мПа⋅с, т.е. в 1,4 раза в дальней зоне пласта, что связано с увеличением охвата пласта и эффективностью микробиологического воздействия на пласт, прирост дебита скважин по нефти составил 1,6 т/сут, обводненность снизилась на 1,4%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 1).
3
Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенньгм коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м/сут при давлении на водоводе 9,5 МПа, минерализация воды - 100 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 5,0 м, пористость - 19,9%.
3
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 100 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м.
3
3
Смесь, состоящую из ПВ в растворе НАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м. В нее вносят НАФ в количестве 0,0075 т (концентрация НАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 100 г/л в количестве 4,9725 м, в течение 15 минут осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор НАФ вносят ПВ в количестве 0,002 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,04%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 31).
3
Приготовленную смесь в объеме 5 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе НАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе НАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
з
2
2
3
V=3,14⋅R⋅h⋅m=3,14⋅4⋅5,0⋅0,199=50 м,
з
3
где V - объем закачки, м;
R - радиус обработки пласта - 4 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 5,0 м;
m - коэффициент пористости - 0,199 доли ед.
3
3
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе НАФ составляет 50 м, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе НАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м.
3
3
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе НАФ (50 м).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе НАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 100 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе НАФ:
3
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе НАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
3
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м) вносят НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 100 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор НАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,04 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
3
Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
3
3
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 100 г/л в объеме 10 м и определяют приемистость скважины на последних 6 м продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.
2
Результаты проведенных исследований свидетельствуют о снижении гидропроводности от 1,934 до 0,782 мкм⋅м/мПа⋅с, увеличении дебита скважин по нефти на 1,7 т/сут, уменьшении обводненности на 1,9%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 31).
3
Пример 3. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с пятью добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, минерализация воды - 150 г/л (табл. 2, пример 23), толщина продуктивного пласта - 3 м, пористость - 21%.
3
3
3
3
Объем закачки водной дисперсии древесной муки выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 400 м/сут составляет от 30 до 60 м, при приемистости от 400 до 500 м/сут - от 50 до 100 м.
Предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки.
3
Водную дисперсию древесной муки в объеме 100 м готовят следующим образом:
- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;
- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %) от водовода с минерализацией 150 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией 0,5 мас. %;
- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, и закачку оторочек УОМ в растворе ДАФ и смеси.
3
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 150 г/л объем закачки указанной смеси составляет 10 м.
3
3
Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м. В нее вносят ДАФ в количестве 0,0075 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 4,9875 м, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,005 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,1%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 23).
3
Приготовленную смесь в объеме 10 м закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
з
2
2
3
V=3,14⋅R⋅h⋅m=3,14⋅5⋅3⋅0,21=50 м,
з
3
где V - объем закачки, м;
R - радиус обработки пласта - 5 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 3 м;
m - коэффициент пористости - 0,21 доли ед.
3
3
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 50 м, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м.
3
3
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе минеральной соли (50 м).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:
3
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
3
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,1 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
Приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.
3
3
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л от водовода в объеме 15 м и определяют приемистость скважины на последних 6 м продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 12 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований. Анализ эксплуатационных параметров свидетельствует об эффективности предлагаемого способа. Прирост дебита скважин по нефти составил 1,7 т/сут, обводненность снизилась на 2,8% (табл. 3, пример 23). Гидропроводность в отдаленной зоне пласта снизилась в 1,5 раза, что свидетельствует об увеличении охвата пласта за счет блокирования промытых зон водной дисперсией древесной муки и микробиологическим воздействием на пласт.
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 2,1%.
Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к уменьшению значений гидропроводности, что связано с селективной закупоркой высокопроницаемой части пласта и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,4-1,7 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта вытеснением, снижает обводненность, а также позволяет расширить технологические возможности способа.