Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами
Авторы патента:
Использование: в нефтеперерабатывающей промышленности при разработке нефтяных месторождений. Пропластки разделяют на высокопроницаемые и низкопроницаемые, затем закачивают стабилизирующий раствор полимерного вещества линейно - циклической структуры в воде с минерализацией 5,0 - 350 г/л. Концентрация полимера прямо пропорциональна коэффициенту глинистости и выбирается на основании данных модельных эксперементов и конкретных свойств естественного глиносодержащего коллектора. Объем закачки раствора определяется по формуле, приведенной в описании. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий обработку глинистых включений с последующим отбором продукции через добывающие скважины [1] Недостаток известного способа низкая эффективность ввиду невысокой равномерности фронта заводнения. Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину [2] Недостаток известного способа невысокая нефтеотдача, обусловленная невозможностью проведения регулируемого ионообменного процесса с комплексами глин в низкопроницаемых пропластках и низкопроницаемых зонах пласта, в результате чего значительная часть пласта остается неохваченной воздействием, а большая часть реагента расходуется вхолостую в высокопроницаемых пропластках. Цель изобретения повышение эффективности и разработки за счет увеличения уровней отбора нефти. Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающем нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины, закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину, перед регулировкой набухания глины выделяют пропластки по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые. Затем осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента, в качестве которого используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5-350 г/л, а объем закачки раствора определяют по формуле: V R2-rhim м3 где hi толщина i-го пропластка, м; mi пористость i-го пропластка, доли единицы; R радиус обработанной зоны, м; r радиус скважины, м; N число низкопроницаемых пропластков. Концентрация раствора реагента регулирующего находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков Кгл: C Kгл b/a где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально; b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,Значение а подбирается в диапазоне 0,001-0,009% соответствующие величине пластовой глинистости. Затем проводится лабораторный эксперимент с выбранным значением а с данным конкретным видом глины и поровой структурой, максимально приближенной к естественной. В результате обработки экспериментальных данных (при возможном привлечении экономических оценок) получают конкретное значение b (ее возможный диапазон 10-6-10-1 обусловлен отличием эффективности различных реагентов, конкретного значения параметра а, сортов глин и т. п.). Коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:
Kгл Кглэфф /o,
F(ZjEj) Кл/м2 где Кглэфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;
F число Фарадея, Кл;
Zj валентность обменного иона;
Ej обменная емкость, 1/кг;
поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, Кл/м2;
o- табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м2;
м число видов ионов. При этом o в зависимости от сорта глины, принимает значения, данные в табл. 1. В качестве полимерного вещества применяют высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа. Существенными признаками изобретения являются:
нагнетание воды через нагнетательную скважину;
изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;
отбор продукции через добывающую скважину;
выделение пропластков по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые;
осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;
в качестве рабочего агента используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5,0-350 г/л;
объем закачки раствора реагента в пласт определяют по формуле:
V R2-rhimi, м3 где hi толщина i-го пропластка, м;
mi пористость i-го пропластка, доли единицы;
R радиус обрабатываемой зоны, м;
r радиус скважины, м;
N число низкопроницаемых пропластков;
концентрация реагента регулирующего раствора находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков Кгл. С Кгл b/a, где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;
b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,
коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:
Кгл Кглэфф /o,
F(ZjEj) /So Кл/м2 где поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава;
Кглэфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;
F число Фарадея, Кл (96500);
Zj валентность обменного иона;
Еj обменная емкость, 1/кг;
Sо удельная поверхность глины, м2/кг;
o табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м2;
м число видов ионов. П р и м е р 1. Выбрана добывающая скважина с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и глубиной 2830 м с пластом, содержащим пять пропластков (табл.2). Минерализация пластовых вод составляет 35 г/л, глина монтмоpиллонит, плотность скважинной жидкости 0,95 г/мл. Как следует из данных табл.2, наибольшим процентным приростом начальной проницаемости характеризуется переход с четвертого к третьему пропластку. Таким образом, в высокопроницаемую группу включают 1-3 пропластки, а в низкопроницаемую группу включают 4-5 пропластки. Объем закачки в этом случае из расчета на радиус обработки R 1,5 м составляет:
V (1,52 м2 0,0732 м2)
(2 м 0,18 + 3 м 0,17) 6,13 м3
Добавка к вышеобозначенному объему на заполнение внутриколонного пространства до высоты третьего пропластка, составляет Vдоб 0,17 м3. Таким образом, полный объем закачки
V= V + Vдоб 6,3 м3. Осредненное глиносодержание четвертого и пятого пропластков равно:
Kэфглф= Rrihhi= (0,622+0,793)/(2+3) 0,072
В качестве высокомолекулярного полиэлектролита катионогенного типа с линейно-циклической структурой используется реагент ВПК-402 (ТУ 6-05-2009-86), имеющий молекулярную массу 161,7. Для монтмориллонита с удельной поверхностью 7,60105 м2/кг, имеющего обменную емкость
ЕСа2+= 89 10-5; ЕMg2+= 9,93 10-5;
ЕNa+ 1,4 10-5,
= 0,4048 Кл/м2. Коэффициент глинистости, рассчитанный в данном случае с использованием значения o из табл.1 для 4 и 5 пропластов равен:
kгл= 0,0782
Проведенный в насыпной модели (пористость 0,26) с глинистостью монтмориллонита 9,1% лабораторный эксперимент выявил наиболее эффективное значение концентрации реагента ВПК-402 при минерализации 10 кг/м3, равное 0,001% Такое образом, значение параметров: а 0,091, b 0,001% следовательно концентрация реагента в растворе:
C 0,001% 0,00086% а минерализация закачиваемого раствора доводится до 10 г/л. При безостановочном нагнетании сеноманской воды в нагнетательные скважины производят закачку минерализованного раствора реагента ВПК-402 в выбранные для обработки интервалы перфорации добывающей скважины.
Формула изобретения
где hi толщина i-го пропластка, м;
mi пористость i-го пропластка, доли ед. R радиус обрабатываемой зоны, м;
r радиус скважины, м;
N число низкопроницаемых пропластков,
а концентрация C реагента регулирующего раствора находится в пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости Kгл обрабатываемых пропластков
C Kгл b/a,
где a коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;
b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,
причем коэффициент глинистости рассчитывается по формуле
где поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, К/м2;
Kэфглф эффективная глинистость низкопроницаемых пропластков, (доли ед.);
F число Фарадея, К;
Lj валентность обменного иона;
Ej обменная емкость, 1/кг;
o табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глины, К/м2,
M число видов ионов;
Sо удельная поверхность глины, м2/кг.
РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов
Способ повышения нефтеотдачи пластов // 2059800
Способ повышения нефтеотдачи пластов // 2059799
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при щелочно-полимерном заводнении
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения охвата пластов заводнением
Способ добычи нефти // 2057914
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти заводнением
Состав для увеличения нефтеотдачи пласта // 2055982
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для вторичной и третичной добычи нефти путем совместного воздействия на пласт микроорганизмами и реагентами микробного происхождения
Способ разработки нефтяного месторождения // 2055168
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки месторождений углеводородного сырья
Состав для повышения нефтеотдачи пластов // 2055167
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с использованием заводнения
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из неоднородных нефтяных пластов
Способ заводнения нефтяной залежи // 2055165
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может использоваться при разработке карбонатных пластов с субвертикальными трещинами
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти использование при эксплуатации залежей на поздней стадии
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных месторождений
Способ разработки нефтяной залежи // 2103490
Способ разработки нефтяной залежи // 2103492
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработок нефтяных месторождений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с низкопроницаемым глиносодержащим коллектором
Способ повышения нефтеотдачи пластов // 2105142
Способ разработки нефтяной залежи // 2105871
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором