Способ разработки нефтяного месторождения (варианты)

 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован для ограничения водопритока пластовых и попутных вод в нагнетательных и добывающих скважинах с высокой и средней проницаемостью коллектора независимо от минерализации пластовых вод. Техническим результатом является расширение арсенала средств разработки нефтяного месторождения, позволяющего обеспечить высокий уровень добычи нефти. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, или содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 7, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1 - 10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8. 2 с. п.ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока пластовых и попутных вод в нагнетательных и добывающих скважинах с высокой и средней проницаемостью коллектора независимо от минерализации пластовых вод.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора, состоящего из водного раствора смеси нефелина и соляной кислоты, после проталкивания закупоривающего раствора в пласт водой нагнетательную скважину останавливают на период гелеобразования, отбор нефти ведут через добывающую скважину.

Преимущественное выполнение способа, когда нефелин в водном технологическом растворе используют в количестве 3-15%, а соляную кислоту 5-9%, см. Патент RU 2089723, МПК6 E 21 В 43/22, 1997.

Недостатком известного способа является то, что необходим большой расход химреагентов, к тому же использование кислоты вызывает коррозию оборудования, что усложняет технологию в целом.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора, состоящего из водного раствора смеси водорастворимого полимера и силиката натрия, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором водный раствор силиката натрия берут с кремнеземистым модулем 2-4.5, полимер и силикат натрия закачивают в водном 0.1-2.5%-ном растворе оксиэтилированного алкилфенола в виде оторочек от 2.5 до 0.02 объема пор пласта в течение года, см. Авторское свидетельство SU 1736228, МПК6 E 21 В 43/22, 1996.

Недостатком способа является большой расход реагентов, длительность процесса, что приводит к большим затратам, вместе с тем, недостаточный уровень дополнительной добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем или смесь коллоидного кремнезема и водорастворимого полимера, и добычу нефти через добывающую скважину, см. патент США 4143716 МПК E 21 В 43/22, 1979 г.

Задачей изобретения является расширение арсенала средств разработки нефтяного месторождения, позволяющее обеспечить высокий уровень добычи нефти.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5-70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1-10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой от 0,28 до 5,8.

Техническая задача решается также способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5-70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1-10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой от 0,28 до 5,8.

Решение технической задачи позволяет расширить арсенал средств разработки нефтяного месторождения и увеличить добычу нефти порядка 9,5-630 т на 1 т химреагента.

Можно использовать следующие коллоидные кремнеземы: - низкомодульные, в которых кремнеземистый модуль (М) составляет 5-10, - среднемодульные, в которых М составляет 11-29, - высокомодульные, в которых М составляет 30-70.

Коллоидный кремнезем относится к стабильным дисперсиям или золям, состоящим из дискретных частиц аморфного кремнезема.

Коллоидный кремнезем характеризуется отношением концентрации SiO₂ к концентрации Na₂O, таким образом, SiO₂:Na₂O=M где М-кремнеземистый модуль.

Готовят коллоидный кремнезем из раствора силиката натрия (растворимого стекла), пропуская его через ионообменную смолу, см. Р.Айлер, книга "Химия кремнезема", М Мир, т. 2, с. 448.

В качестве водорастворимого полимера можно использовать полиакриламид, натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы, гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиметилкрахмал.

Исходные реагенты не горючи, не взрывоопасны, не токсичны, не имеют неприятного запаха.

При разработке способа проводились эксперименты на моделях пласта для определения вoдooгpaничительного эффекта.

Данное изобретение иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения, которые проводились в лабораторных условиях.

Используя насыпные модели нефтяного пласта, определяли водоограничительный эффект, а на приборе Вейлера-Ребиндера определяли прочность гелей.

В качестве модели пласта используют металлическую трубку, заполненную кварцевым песком с размером частиц менее 0,4 мм. Через нее прокачивают дистиллированную воду с целью определения проницаемости К₀. Далее в модель пласта закачивают гелеобразователь (например, растворы NaCI, CaCI₂, MgCl₂, а также пластовые воды различных нефтяных месторождений), после чего закачивают исследуемую жидкость - раствор натрийсодержащего силиката с концентрацией дисперсной фазы 2-10мас.%. Приготовленную таким образом модель пласта оставляют на сутки. По прошествии этого времени снова прокачивают дистиллированную воду с целью определения проницаемости К. Водоограничительный эффект W определяют по формуле: В ходе лабораторных экспериментов было обнаружено, что водоограничительный эффект зависит от прочности геля σ. Чем выше прочность геля, тем больше водоограничительный эффект. Также было установлено, что введение в кремнезоль добавок полимеров увеличивает прочность геля и водоограничительный эффект.

Экспериментальные данные приведены в таблице 1.

Данное изобретение иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения, которые проводились на Ромашкинском месторождении.

Пример 1 (по первому варианту) 1. Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин: - Площадь "Зеленогорская" - Плотность пластовых вод 1,18 г/см³ - Пористость 13,6-15,4
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Проницаемость 370-257 мД
- Толщина продуктивного пласта 9,5 м
- Обводненность 97%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.

2. Готовят технологический раствор путем смешения товарного коллоидного кремнезема с кремнеземистым модулем 10 с пресной водой с содержанием 6мас.%. дисперсной фазы - коллоидного кремнезема.

3. Технологический раствор закачивают в пласт через нагнетательную скважину тремя циклами в расчете 3.7 м³ на 1 метр перфорированной части пласта. Перед каждой закачкой технологического раствора в пласт вводят буфер - пресную воду. После окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают пластовую воду с ионной силой 3,5.

4. Работы проводят при температуре окружающей среды не ниже 2^oC.

5. Скважину оставляют на сутки для формирования прочного гидроизолирующего экрана
6. Продолжительность положительного технологического эффекта составляет 18 мес. В течение этого срока дополнительно добыто 155 тонн на 1 тонну реагента.

Примеры 2-7 (по первому варианту) аналогичны примеру 1, данные по пунктам 1,2,3,4,5,6,7 приведены ниже
Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин:
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см³
- Толщина продуктивного пласта 3,8 м
- Пористость 20
- Проницаемость 484 мД
- Обводненность 99%
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 788 м.

- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 10мас.%
- Кремнеземистый модуль 70
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,8 м³
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 0,28
- Продолжительность технологического эффекта 42 мес
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 278 тонн
Пример 3.

- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,0045 г/см³
- Пористость 17,2-20,0
- Проницаемость 270-422 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 6,8 м
- Обводненность 96,8%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 450 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 5,8мас.%
- Кремнеземистый модуль 5
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м³
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 21 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 92,4 тонн
Пример 4.

- Площадь "Павловская"
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см³
- Пористость 20,0
- Проницаемость 611 мД
- Плотность сетки скважин 17,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,5 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 7,2мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1,8 м³
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 85,4 тонн
Пример 5.

Площадь "Восточно-Лениногорская"
- Плотность пластовых вод 1,128 г/см³
- Пористость 18,8 -24,5
- Проницаемость 112-1498 мД
- Плотность сетки скважин 21,2 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 2,5 м
- Обводненностъ 98%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 340 м.

- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,7мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 10 м³
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 29 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 74,6 тонн
Пример 6.

- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см³
- Пористость 18,8 -20,0
- Проницаемость 65-242 мД
- Плотность сетки скважин 16,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 13 м
- Обводненность 99%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.

- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 6мас.%
- Кремнеземистый модуль 10
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,5 м³
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 16 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 9,5 тонн
Пример 7.

- Площадь "3еленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см³
- Пористость 22
- Проницаемость 1002 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 10 м
- Обводненность 81%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 420 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 6мас.%
- Кремнеземистый модуль 5,0
- Количество технологического раствора 1 м перфорированной части пласта 3,3 м³
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 17,6 тонн
Пример 8 (контрольный)
- Плошать "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,097 г/см³
- Пористость 19-22
- Проницаемость 257-1066 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 8,6 м
- Обводненность 80%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475м.

- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,5мас.%
- Кремнеземистый модуль 3,3
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 3,3 м³
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 0 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 0 тонн
Пример 9. (по второму варианту)
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,125 г/см³
- Толщина продуктивного пласта 3 м
- Обводненность 92%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 823м.

- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,5мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Содержание полимера (полиакриламида) в растворе 0,01 г/л:
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м³
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 38 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 630 тонн
Пример 10
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,15 г/см³
- Пористость 15,0-18,8
- Проницаемость 1228 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,4 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 300 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 8мас.%
- Кремнеземистый модуль 10
- Водорастворимый полимер - полиакриламид, концентрация в растворе 0,0125 г/л.

- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1,5 м³
- Количество циклов 3
- Ионная сила водного раствора 4
- Продолжительность технологического эффекта 6 месяцев
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 590,5 тонн
Пример контрольный:
- Содержание солей 16 г/л
- Толщина продуктивного пласта 8,5 м
- Обводненность 84%
- Количество силиката натрия в технологическом растворе 5мас.%
- Кремнеземистый модуль 2-4,5
- Водорастворимый полимер - полиакриламид
- Содержание полимера в растворе 0,03%
- Количество циклов закачка непрерывная
- Продолжительность технологического эффекта 12 мес.

- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 29 тонн
Таким образом, заявляемый объект изобретения позволяет расширить арсенал средств разработки нефтяного месторождения. Заявляемый способ позволяет получить нефтеотдачу пласта порядка 630 т нефти на 1 т истраченного реагента.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1 - 10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8.

2. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 70, технологический раствор закачивают в скважину циклами 1 - 5 из расчета 1 - 10 м³ на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 09.06.2006

Извещение опубликовано: 10.05.2007        БИ: 13/2007

---