Способ разработки нефтяных месторождений

 

Сущность изобретения: через нагнетательную скважину закачивают последовательно минерализованную воду, водный раствор полимера, минерализованную воду, концентрированный раствор щелочи и минерализованный раствор щелочи. Полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении от 1 :50 до 1 :500. 1 з.п.ф-лы

(И) RU (11) 2004782 С1 (51) 5 Е21 В 43 22

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам

i3gf (pal@)g у

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ ","„" " ", етцf

Е ПАТЕНТУ ( (21) 4928446/03 (22) 17.04.91 (46) 15.1293 Бюл. Na 45 — 46 (71) Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов (72) Алмаев P.Х.; Асмоловский В.С; Базекина Л.В.;

Гайнуллин К.Х.; Кашапов О.С.; Плотников И.Г. (73) Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"; Нефтегазодобывающее управление

"Южарланнефть"; Нефтегазодобывающее управпение "Арланнефть" (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯН61Х МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57) Сущность изобретения: через нагнетательную скважину закачивают последовательно минерализованную воду, водный раствор полимера, минерализованную воду, концентрированный раствор щелочи и минерализованный раствор щелочи. Полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении от 1: 50 до 1: 500. 1 з.п.ф-лы.

20047<32

10

30

50

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, сложенных терригенными породами с пластовыми минерализованными водами, Известно широкое применения различных модификаций полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи пластов. Имеется ряд патентов, защищающих способы вытеснения нефти из пласта водными растворами полимеров с различными неорганическими добавками, Основным недостатком известных способов является низкая эффективность для повышения охвата пластов заводнением, в особенности на минерализованных пластовых водах, связанная с разрушением нагнетаемых в пласт флюидов в призабойной зоне пласта и падением приемистости нагнетательных cKBGжин

Известно также щелочно-полимерное заводнение. Однако разбавленные растворы щелочей в опресненных водах улучшают лишь нефтевытесняющие свойства нагнетаемой в пласт воды, не повышая охвата пластов заводнением, В присутствии минеральных солей пластовой воды происходитзакупоривание призабойной зоны нагнетательных скважин и снижение их приеыистости.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, предусматривающий добавку к нагнетаемому флюиду гидроокиси аммония (1-4 мас.%) и полимера акриламида (0,01-0,5 мас.%).

Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за недостаточного увеличения охвата пласта воздействием и снижения приемистости нагнетательных скважин в процессе нагнетания.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения приемистости нагнетательной скважины в процессе нагнетания.

Поставленная цель достигается тем, что водный раствор полимера и щелочную добавку закачивают последовательно между закачками минерализованной воды, причем в качестве щелочной добавки используют концентрированный раствор щелочи. Полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении от 1:50 до 1:500.

Способ обеспечивает большую приемистость нагнетательной скважины в процессе нагнетания реагентов с одновременным эффективным повышением охвата пласта воздействием.

Достигаемый положительный эффект обеспечивается тем, что образующиеся при взаимодействии концентрированной щелочи и минерализованной воды легкоподвижные мелкодисперсные фильтрующиеся осадки гидрофилируют поверхность горной породы и вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера (которые обладают меньшей подвижностью при течении через пористую среду). Происходит агрегирование фильтрующихся осадков, которые равномерно распределяются по пласту со значительным снижением проницаемости водопроводящих пропластков. Таким образом, повышается охват пласта заводнением, причем приемистость нагнетательной скважины сохраняется

Для осуществления способа предварительно проводят комплекс геолого-физических исследований нагнетательной скважины. Специально выявляют добывающие скважины, гидродинамически наиболее связанные с нагнетательной, Через скважиIló, нагнетающую минерализованную воду, в пласт закачивают первоначально оторочку раствора полимера, а затем — концентриро,ванной щелочи, после чего продолжается закачивание минерализованной воды, В качестве полимеров используют водорастворимые линейные полимеры акриламида, оксиэтилена, аминосульфона, диаллиламмонийхлорида и др. Предпочтительно использованле полимеров акриламида, обладающих высокой агрегирующей способностью осадков, Концентрация полимеров в оторочке может составлять 0,050 5%

В качестве щелочной добавки используют товарные формы щелочей:гидроокиси натрия, калия, аммония, концентрация которых в оторочке составляет 20-45% предпочтительно 20-25%, Способ эффективнее на неоднородных терригенных пластах, содержащих нефть повышенной вязкости (до 50 мПа с) и минерализованные пластовые воды хлорKàëüöèевого типа; с высоким соотношением вытесняющей воды и нефти и высокими скоростями прорыва воды от нагнетательной к добывающей скважине, с быстрым обводнением добываемой нефти.

Пример. Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм, пористостью

0,20-0,25 и минерализованными пластовыми водами с суммарным содержанием солей 50-2эо г/дм . Глубина залегания

2004782 нефтеносного пласта составляет 1500 м, толщина - 5 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, Приемистость нагнетательной скважины

250 м /сут, расход нагнетаемой минерализованной воды 250 м /сут, Обводненность добываемой нефти 98, т.е. месторождение находится на поздней стадии разработки.

Для осуществления способа в пласт через нагнетательную скважину закачивают

0,5%-ный раствор полимера акриламида в обьеме 5 м, а затем концентрат 24%-ного раствора аммиака (товарная форма) в объеме 50 м . Суммарный объем оторочек полимера и щелочи, израсходованных на обработку скважины и создание зон осадка, составляет около 0,01 объема пор пласта.

Отбор нефти производится через добывающую скважину, Для контроля хода разработ. ки рекомендуется наблюдение за приемистостью нагнетательной скважины.

Эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами физического моделирования процессов закачки полимера и щелочной добавки на моделях пласта в условиях, близких к пластовым.

Сравнительные эксперименты выполнены при вытеснении остаточной нефти(после полного вытеснения минерализованной водой) из моделей пласта длиной 60 см и диаметром 3 см, представленных образцами кернов естественных терригенных песчаных пород со средней проницаемостью

0,7 мкм . В образцах песчаника создают связанную воду, насыщают подготовленной моделью нефти вязкостью 20 мПа с и помещают в воздушный термостат. Затем через подготовленную модель пласта фильтруют при постоянном объемном расходе 6 см /ч (100-140 м /сут) воду с минерализацией 140 г/л до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. После этого в линейную модель пласта подают последовательно 0,5 -ный раствор полиакриламида и 24о -ного раствора аммиака по 0,1 объема пор пласта. Фильтрацию останавливают, выдерживают в течение 10 ч для достижения состояния равновесия. затем вновь фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепадов давления на модели пласта и прекращения вытеснения нефти, В процессе закачек реагентов и минерализованной воды замеряют перепады давления и по закону Дарси оценивают величины относительного изменения проницаемости по модели пласта.

Результаты физического моделирования способа представлены в таблице.

Полученные на модели пласта параметры процесса подтверждают эффективность данного способа и достоверность предложенного механизма улучшения степени снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением при течении через пористую среду минерализованной воды вследствие усложнений линий тока при одновременном увеличении приемистости нагнетательной скважины.

Из данных табл. видно, что по сравнению с прототипом в процессе эакачивания концентрированных щелочно-полимерных реагентов резко снижается перепад давления (увеличивается проницаемость) на входе модели пласта, т.е, увеличивается ее приемистость(опыты 3-9). Это позволяет нагнетать в модель пласта беспрепятственно минерализованную воду для снижения проницаемости водопромытых эон. При этом в процессе нагнетания минерализованной воды эа счет образования в модели пласта агрегатированных осадков происходит значительное снижение проницаемости водопроводящих пропластков.

Результаты исследований показывают, что оптимальным является соотношение полимера и щелочи от 1:50 до 1:500, Снижение количества щелочи (опыт 9) способствует в основном снижению эффективности процесса нагнетания реагентов за счет перепада давления вследствие уменьшения приемистости. Увеличение количества щелочи (опыт 8), несмотря на значительное увеличение приемистости, приводит к ухудшению основного процесса снижения проницаемости водопроводящих пропластков и охвата пласта заводнением.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений позволяет по простой доступной технологии проводить с высокой эффективностью обработку призабойной зоны нагнетательных скважин, закачивающих минерализованную пластовую воду, с целью снижения проницаемости водопроводящих пропластков и повышения охвата пласта заводнением при одновременном увеличении приемистости нагнетател ьной. скважин ы в процессе закачивания реагентов.

При этом эа счет структурирования полимером образующихся щелочных осадков в процессе нагнетания минерализованной воды снижение проницаемости водопроводящих пропластков по сравнению с прототипом увеличивается до 3 и более раэ при одновременном увеличении приемистости пласта в процессе нагнетания реагентов в

5-6 раз.

2004782

Номер опыта

Технология эакачивания реагентов

Концентрация реагентов, мас, $

Относительное изменение проницаемости (приемистоО

0,070

0,05

0,073

0,080

0,070

0,017

0,082

0,080

-4,3

- 14,3

24,0

+ 75,7

- 17,1

0,05

24,0

1:500

0,084

0,042

0,134

0,070

- 5,0

+ 47,5

- 67,5

0,5

24,0

1;50

0,078

0,050

0,133

0,060

- 11,4

+ 28,5

- Q0,0

0,5

24,0

1 100

0,068

0,029

0,131

0.070

- 13,3

+ 51,6

- 118,3

1:100

0,5

0,076 — 8,5

42.,0

0,038

0,151

0,07

+ 45,7

- 115,7

0,2+

+24,0

1:120

0,045

0.138

0,060 — 97,1

1:560

0,04

24,0

0,063

0,026

0,091

-5,0

+ 56,6

-516

Применяемые реагенты не токсичны.

Способ экологически безопасен, способствует утилизации сточных минералиэаванных вод. Использование пресной воды исключается.

Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов и применяется при существующей технологии эаводнения путем периодической обработки

Вада

Полиакриламид

Вода

Вода

Аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид

Аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид

Аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид

Аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид

Гидроокись натрия

Вода

Вода

Полиакриламид +

+ аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид

Аммиак

Во а лризабойной зоны скважин в процессе нагнетания минерализованной воды. (56) Патент США N 4632185, 5 кл, Е 21 В 43/16, 1986.

Патен-г CKIA М 4267886, кл. Е 21 В 43/22, 1981.

Патент СЫА М 4332297, кл. Е 21 В 43/22, Е 21 В 33/138, 1980.

10 Патент США N.- 3367418, кл. 116-9, 1968.

Массовое со- Перепад давотношение ления, МПа полимер: щелоч ь

2004782

Продолжение таблицы

Относительное изменение проницаемости (и риемистости, Перепад давления, МПа

Концентрация реагентов, мас.,4

Технология закачивания реагентов

Массовое соотношение полимер: щелочь

Номер опыта

0,070

0,068

0,046

0,097

0,070 — 13,3

+ 23,3

- 61,6

1:45

0,6

24,0

+8,5

- 34,3

0,064

1:50

0,05+

+2,4

0,094

0,070 не фильтруется (гелеобразный осадок) 1:8

0,5+

+4,0

П р и м е ч а н и е. "+" - повышение проницаемости (приемистости) пласта, ;

"-" — понижение.

Относительное снижение проницаемости горной породы рассчитывается по формуле Дарси.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий закачку водного раствора полимера с щелочной добавкой через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа путем увеличения охвата пласта воздействием и

Составитель M,Ñàôèíà

Техред М.Моргентал Корректор . С,щекмар

Редактор Е,Полионова

Заказ 3389

Тираж Подписное — НПО "Поиск" Роспатента

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Вода

Полиакриламид

Аммиак

Вода

Вода

Полиакриламид+

+ аммиак

Вода (прототип) Вода

Полиакриламид +

+ аммиак

Вода и ототип повышения приемистости нагнетательной скважины в процессе нагнетания, водный раствор по- лимера и щелочную добавку закачивают последовательно между закачками минерализованной воды, причем в качестве щелочной добавки используют концентрированный раствор щелочи, 2. Способ по п.1, отличающийся тем, 10 что полимер и щелочную добавку закачивают при массовом соотношении 1; 50 - 500.