СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, НЕОДНОРОДНОЙ ПО ГЕОЛОГИЧЕСКОМУ СТРОЕНИЮ
METHOD FOR DEVELOPMENT OF WATER-FLOODED OIL RESERVOIR WITH UNHOMOGENEOUS GEOLOGIC STRUCTURE

Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, улучшению процессов вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта, повышению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающей скважины.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора полиакриламида и жидкого стекла, которые подают в водном 0,1-2,5%-ном растворе оксиэтилированного алкилфенола в виде оторочек от 2,5 до 0,02 объема пор пласта (А.с. СССР №1736228, МПК, Е21В 43/22, 1996).
Недостатком известного способа является низкая эффективность воздействия на пласт.
Данный недостаток обусловлен недостаточной степенью снижения проницаемости неоднородного коллектора и низким коэффициентом вытеснения остаточной нефти, поскольку в пласте образуется незначительный объем осадка из-за низкого содержания ионов кальция и магния в закачиваемой воде, а также тем, что раствор оксиэтилированного алкилфенола при взаимодействии с полиакриламидом способствует образованию пространственной комплексной структуры, обладающей высокой агрегирующей способностью в отношении осадков. При этом используемая концентрация оксиэтилированного алкилфенола в растворе расходуется на образование вышеуказанной структуры, что существенно снижает роль этого реагента в процессе эффективного вытеснения (доотмыва) остаточной нефти.
Известен также способ разработки обводненной нефтяной залежи (см. патент РФ №2039224, МКИ Е21В 43/22, опубл. 1995 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла с последующим нагнетанием вытесняющего агента, причем перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор щелочного стока производства капролактама, а в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола олефином 20-30%-ной концентрации.
Недостатком данного способа является низкая эффективность при воздействии на высокообводненные нефтяные залежи.
Данный недостаток, в первую очередь, обусловлен значительным разбавлением раствора алюмохлорида, который в рамках способа должен использоваться в виде высококонцентрированного состава (20-30 мас. %), кроме этого, данный недостаток обусловлен также тем, что раствор алюмохлорида обладает высокой химической активностью по отношению к породам, поэтому параллельно образованию осадка гидроксида алюминия в поровом пространстве пласта в этих же интервалах происходит активное растворение породы, что препятствует эффективному блокированию промытых и трещиноватых зон пласта и легко вымывается из этих зон.
Известен также принятый за прототип способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению (см. РФ №2187628, МКИ Е21В 43/22, опубл. 20.08.2002 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины водного раствора силиката щелочного металла и добычу нефти через добывающие скважины, причем в пласт дополнительно производят совместную закачку водных растворов сульфата аммония и хлорида кальция, при взаимодействии которых в пласте образуются осадок сульфата кальция и в растворенном виде хлорид аммония, затем в пласт закачивают водный раствор силиката щелочного металла, образующий с хлоридом аммония объемный осадок окиси кремния, кроме того, в пласт дополнительно закачивают гелеобразующий раствор на основе водных растворов силиката щелочного металла и сульфата аммония.
Недостатком данного способа является его низкая эффективность.
Данный недостаток обусловлен тем, что при смешении водных растворов сульфата аммония и хлорида кальция осадок сульфата кальция плохо образуется, что не обеспечивает эффективной кольматации промытых интервалов пласта на первом этапе реализации способа. В результате этого образующийся хлорид аммония размывается по пласту и не взаимодействует с силикатом щелочного металла с образованием осадка окиси кремния, что снижает эффективность способа в целом.
Задачей изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению», является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой продукции за счет эффективной изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов при одновременном сокращении расхода реагентов.
Техническим результатом заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» является увеличение эффективности разработки путем изоляции неоднородных и высокопроницаемых
пластов за счет применения изолирующего экрана, созданного для кольматации водопромытых интервалов и перераспределения потоков пластовых флюидов, при одновременном сокращении расхода реагентов, используемых для его получения.
3
3
Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащий силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, согласно изобретению, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, полученную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа и после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.
В отличие от аналогов и прототипа используемый в предлагаемом способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, закачиваемый в пласт осадкогелеобразующий состав на водной основе, содержащий и хлорид двухвалентного металла в качестве силиката щелочного металла, содержащий суспензию стекла натриевого порошкообразного, которую закачивают в скважину раздельно от водного раствора хлорида магния и/или хлорида кальция. Непосредственно в пласте растворы перемешиваются и реагируют между собой, образуя объемный осадок гидроксида кремния, который изолирует неоднородные и высокопроницаемые пласты, образуя устойчивый изолирующий экран, кольматирующий поровое пространство промытых интервалов, обеспечивающий перераспределение фильтрационных потоков пластовых флюидов и увеличивающий эффективность вытеснения нефти. При использовании в качестве хлорида двухвалентного металла хлорида магния дополнительно образуется дисперсный осадок гидроксида магния. Наличие осадков разного типа - объемного гелеобразного осадка гидроксида кремния и дисперсного осадка гидроксида магния оказывают взаимное дополняющее действие и улучшают изоляцию обработанных интервалов пласта. Осадок гидроксида кремния имеет объемную структуру и заполняет весь объем порового пространства, препятствуя фильтрации закачиваемой воды, но при этом может размываться. Гидроксид магния выпадает в осадок в виде мелкой кристаллической дисперсии, которая находится в объеме осадка гидроксида кремния. Это снижает подвижность осадка гидроксида кремния и препятствует его размыванию. В то же время осадок гидроксида кремния удерживает осадок гидроксида магния и не позволяет ему неограниченно перемещаться по пласту. В целом это, при незначительном объеме реагентов, обеспечивает высокую эффективность, поскольку дает высокую стабильность образующегося изолирующего экрана и улучшает блокирование поровых каналов, промытых водой, изолируя неоднородные и высокопроницаемые пласты. Кроме этого, для реализации заявляемого способа разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, используют следующие вещества, выпускаемые промышленностью: стекло натриевое порошкообразное; хлорид магния и хлорид кальция. «Стекло натриевое порошкообразное» условно можно считать силикатом натрия (силикатом щелочного металла). Реагент «Стекло натриевое порошкообразное» является твердым веществом. Данный реагент получается на основе реагента «Стекло натриевое жидкое» (жидкое вещество) и является его аналогом. Однако при этом реагент «Стекло натриевое порошкообразное» не может быть получен простым высушиванием реагента «Стекло натриевое жидкое» и является самостоятельным товарным продуктом. Поэтому указанные реагенты в силу своего физического состояния (твердое и жидкое) проявляют различные свойства, в частности, по-разному взаимодействуют с водой различной минерализации. При растворении в воде стекло натриевое порошкообразное образует водный раствор силиката натрия - аналог стекла натриевого жидкого, обладающий всеми его физико-химическими свойствами, а именно сохраняет его нефтевытесняющие свойства. При растворении реагента «Стекло натриевое порошкообразное» в минерализованной воде происходит образование аморфного геля кремниевой кислоты и микрокристаллического осадка кремниевой кислоты, так как параллельно протекают два процесса: растворение порошкообразного реагента в воде и его реагирование с минерализованной водой. При растворении реагента «Стекло натриевое жидкое» в минерализованной воде происходит образование только аморфного геля кремниевой кислоты. Это принципиально отличает свойства получаемых на основе этих реагентов осадкогелеобразующихся составов. А именно, осадкогелеобразующий состав на основе реагента «Стекло натриевое порошкообразное» имеет более плотную консистенцию и труднее размывается водой, что является определяющим для достижения значимого технического результата. Реагент «Стекло натриевое порошкообразное» не является индивидуальным химическим соединением определенного состава и не может рассматриваться как вещество, получаемое с помощью известных реакций. Свойства реагента также не являются строго прогнозируемыми, поскольку до конца не изучены ввиду малого опыта использования. Реагент выпускается в виде товарных форм «Стекло натриевое порошкообразное» и др. Использование для закачки стекла натриевого порошкообразного пресной или минерализованной воды с минерализацией не более 50 г/л, обеспечивает оптимальную минерализацию воды, в которой растворение стекла натриевого порошкообразного происходит полностью с образованием подвижного состава, легко закачиваемого в пласт. В минерализованной воде с + минерализацией до 50 г/л может происходить частичное выпадение осадка гидроксида кремния, но при этом основная масса осадка выделяется позднее в пласте, после реагирования с закачиваемым хлоридом двухвалентного металла, например с хлоридом магния, хлоридом кальция или минерализованной водой с минерализацией не более 50 г/л. После закачки стекла натриевого порошкообразного и хлорида двухвалентного металла производимая продавка реагентов в пласт буферным объемом воды и выдержка химических составов на реагирование обеспечивали вынос реагентов из ствола скважины и очистку призабойной зоны, что позволяло сохранять коллекторские свойства пласта. При этом образующийся в пласте осадкогелеобразующий состав на основе реагента «Стекло натриевое порошкообразное» имеющий более плотную консистенцию и менее размываемый водой формировался на удалении от забоя скважины. В сочетании с выдержкой на реагирование происходило образование более прочного объемного осадка, при этом также происходило реагирование силикатного раствора, обладающего выраженными щелочными свойствами, с породой пласта, что явилось дополнительным фактором, препятствующим разрушению изолирующего осадкогелеобразующего состава и увеличивающим его технологическую эффективность.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» позволил установить, что заявитель не обнаружил источник, характеризующийся признаками, тождественными всем существенным признакам заявленного технического решения. По имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» не известна из уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» критерию «новизна».
Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволил выявить совокупность существенных, по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату, отличительных признаков в заявляемом изобретении «Способ разработки обводненной нефтяной
Залежи, неоднородной по геологическому строению», изложенных в формуле изобретения. Следовательно, заявляемое изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «новизна».
Для проверки соответствия заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» критерию «изобретательский уровень» заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить совокупность признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению». Результаты поиска показали, что заявляемое изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» не вытекает для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние, предусматриваемое существенными признаками заявленного изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» преобразований для достижения технического результата. Следовательно, заявленное изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «изобретательский уровень».
Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о получении при использовании в заявленном изобретении «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» высокой эффективности, а также дополнительных технических результатов в виде повышения других
технических и эксплуатационных возможностей, следовательно, заявленное изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» соответствует критерию «промышленная применимость».
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» может быть многократно использована в высокотехнологичном и, одновременно, относительно недорогостоящем процессе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, с получением технического результата, заключающегося в увеличении эффективности экрана, созданного для перераспределения потоков пластовых флюидов путем изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов при одновременном сокращении расхода реагентов.
Сущность заявляемого изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» поясняется примерами конкретного выполнения.
«Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению» осуществляется следующим образом.
2
3
ПРИМЕР 1. Продуктивный пласт группы «А» нефтяного месторождения в Западной Сибири с выраженной геологической неоднородностью сложен мощной толщей песчаных коллекторов. Средняя проницаемость коллекторов - 0,013 мкм. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Средний текущий дебит по жидкости составляет 115 т/сут, средняя обводненность по пласту - 59,2%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 415 м/сут.
3
По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 1000 м/сут.
3
3
3
В нагнетательную скважину с приемистостью 360 м/сут при давлении нагнетания 160,0 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,5%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 7,3 г/л. При закачке дозировали расчетное количество стекла натриевого порошкообразного через эжектор в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 5 м. Затем через эжектор закачивали 1,5%-ный водный раствор хлорида магния при давлении нагнетания 165 атм. Далее реагенты продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м, оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего запускали скважину в работу.
3
После закачки предложенным способом разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, осадкогелеобразующего состава, приемистость скважины снизилась до 360 м/сут при повышении давления нагнетания до 200 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины предложенным способом разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, накопленная предложенным способом дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 1,4 тыс. т. При этом в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 1,3-3,2% и увеличение дебитов по нефти.
2
2
3
3
ПРИМЕР 2. Продуктивный пласт группы «Б» нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен мощной толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,085 мкм, по отдельным интервалам - свыше 0,120 мкм. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 34,8 т/сут, средняя обводненность по пласту - 39,3%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 181 м/сут, по отдельным скважинам - до 400 м/сут.
3
3
3
В нагнетательную скважину с приемистостью 308 м/сут при давлении нагнетания 170 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,2%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в пресной (технической) воде. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 10 м. Затем через эжектор закачивали 0,75%-ный водный раствор хлорида магния и 0,75%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания, равном 170 атм. Далее реагенты продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м, и оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего скважину запускали в работу.
3
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 292 м/сут при повышении давления закачки до 195 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 1,83 тыс.т. Кроме этого, в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 1,7-4,4% и увеличение дебитов по нефти.
2
2
3
3
ПРИМЕР 3. Продуктивный пласт группы «Ю» нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,017 мкм, по отдельным интервалам - свыше 0,50 мкм. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 119 т/сут, средняя обводненность по пласту - 78,3%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 244 м/сут, по отдельным скважинам - до 450 м/сут.
3
3
3
В нагнетательную скважину с приемистостью 422 м/сут при давлении нагнетания 119 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,8%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 8,2 г/л. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в количестве 10 м. Затем через эжектор закачивали 2,0%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания 119 атм. Далее реагенты продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 20 м, оставляли скважину на реагирование на 12 часов, после чего скважину запускали в работу.
3
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 392 м/сут при повышении давления нагнетания до 179 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины предлагаемым способом накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 0,653 тыс.т. Кроме того, в добывающих скважинах было установлено снижение обводненности добываемой продукции на 0,7-3,4% и увеличение дебитов по нефти.
2
3
3
ПРИМЕР 4. Продуктивный пласт ачимовской толщи нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен толщей песчаных коллекторов, неоднородных по геологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,007 мкм. Пласт характеризуется низкой выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 77 т/сут, средняя обводненность по пласту - 62,4%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 353 м/сут, по отдельным скважинам - более 700 м/сут.
3
3
3
В нагнетательную скважину с приемистостью 480 м/сут при давлении нагнетания 153 атм с помощью насосного агрегата закачивали 4,0%-ную суспензию стекла натриевого порошкообразного в воде с минерализацией 9,1 г/л. Закачку производили путем дозирования через эжектор стекла натриевого порошкообразного в поток закачиваемой воды. Суспензию продавливали в пласт буферным объемом воды в объеме 15 м. Затем через эжектор закачали 1,5%-ный водный раствор хлорида магния и 0,5%-ный водный раствор хлорида кальция при давлении нагнетания 153 атм. Далее реагенты продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 30 м, оставили скважину на реагирование на 12 часов и запустили в работу.
3
После закачки осадкогелеобразующего состава приемистость скважины снизилась до 408 м/сут при повышении давления нагнетания до 202 атм. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 0,9 тыс.т. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 0,7-3,4% и увеличение дебитов по нефти.
Таким образом, использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных залежей с неоднородным геологическим строением. Заявляемый способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, воздействует на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с зональной
неоднородностью и трещиноватые пласты, повышает нефтеотдачу пластов и снижает обводненность добываемой продукции путем эффективной изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов за счет экрана, созданного для перераспределения потоков пластовых флюидов, что способствует увеличению эффективности разработки за счет при одновременном сокращении расхода используемых для реализации способа реагентов.