Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, содержащих заводненные неоднородные по проницаемости пласты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет использования нефтебитумного продукта с определенными свойствами, способного увеличивать фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых промытых зонах и фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта. Сущность изобретения: способ включает заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов, и отбор нефти из добывающих скважин. Предварительно проводят анализ проб нефтебитумного продукта, извлеченного из j-добывающих скважин, на алифатичность (A_j) и сравнивают с алифатичностью нативной нефти (А_н). При A_j>A_н оторочку нефтебитумного продукта используют для блокировки водонасыщенных зон пласта. При А_j<А_н эту оторочку используют для увеличения вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти. Совместно оторочки нефтебитумного продукта с A_j>А_н и A_j<A_н используют для закачки в неоднородные по проницаемости пласты. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, содержащих заводненные неоднородные по проницаемости пласты.

Известны способы разработки нефтяных залежей путем закачки в пласт водной суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2043494, опубл. 1988 г.)

Однако при закачке данных агентов происходит закупорка как высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, так и низкопроницаемых пропластков, содержащих подвижную нефть.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, периодическую закачку через нагнетательные скважины воды и нефти и постоянный отбор нефти до начала обводнения добывающих скважин с последующим периодическим отбором нефти через добывающие скважины только в периоды закачки нефти через нагнетательные скважины (см. Патент СССР №1828494, опубл. 1993 г.).

Недостатками способа являются его сложность, необходимость использования чистой нефти. Способ неэффективен из-за низкой эмульгирующей способности закачиваемой нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем извлечения нефти через добывающие скважины и периодической закачки оторочек добываемой нефти и воды через нагнетательные скважины, при этом объем закачиваемой нефти составляет 0,05-0,2% от объема закачиваемой воды (см. патент №1195717, Е 21 В 43/22, опубл. 1994 г.).

Известный способ недостаточно эффективен в обводненных неоднородных по проницаемости пластах вследствие того, что добываемая нефть, закачиваемая в пласт имеет меньшую вязкость, чем остаточная, обладает низкой эмульгирующей способностью и не создает достаточного (эффективного) сопротивления течению воды в пористой среде.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, заводнение, закачку в пласт оторочек нефтебитумного продукта (НБП), извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовый, паротепловой, внутрипластовое горение, или его раствора с химическими реагентами - поверхностно-активными веществами, или полимерами, или углеводородными растворителями, или другими (см. патент №2140529, Е 21 В 43/22, опубл. 1997 г.).

Недостатком известного способа является то, что компоненты нефтебитумного продукта, обладающие водоограничительными и нефтевытесняющими свойствами используется совместно, что снижает эффективность способа, так как в высокопроницаемых промытых зонах пласта легкие компоненты нефтебитумного продукта снижают адсорбционные и вязкостные характеристики нефтебитумного продукта, высокомолекулярные, наоборот, препятствуют проникновению нефтевытесняющих соединений нефтебитумного продукта в низкопроницаемые не охваченные заводнением зоны пласта.

Нефтебитумный продукт образуется в условиях интенсивного перемешивания в пласте при высоких температурах и флуктуациях давления и представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром разнонаправленных физико-химических свойств.

Технической задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа разработки нефтяного месторождения с использованием нефтебитумного продукта с определенными свойствами, способного увеличивать фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах и фазовую проницаемость для нефти в низкопроницаемых зонах пласта.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающего заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов, и отбор нефти из добывающих скважин, предварительно проводят анализ проб нефтебитумного продукта, извлеченного из j- добывающих скважин, на алифатичность (A_j) и сравнивают с алифатичностью нативной нефти (А_н) и при А_j>А_н оторочку нефтебитумного продукта используют для блокировки водонасыщенных зон пласта, при A_j<A_н - для увеличения вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти, а совместно оторочки нефтебитумного продукта с А_j>А_н и A_j<A_н используют для закачки в неоднородные по проницаемости пласты.

В вариантах выполнения способа при совместном использовании оторочки нефтебитумного продукта с А_j>А_н и А_j<А_н закачивают одновременно или последовательно при объемном соотношении (0,1-10):1 соответственно, а также перед закачкой в оторочку нефтебитумного продукта с А_j>А_н вводят тонкоизмельченные материалы и подвергают механохимической активации.

В качестве тонкоизмельченных материалов (ТИМ) используют минеральные порошки, например ИПВ по ТУ-21.РСФСР-555-79 с извещ. №1 и 2, атактический пропилен, мел, древесную муку, сажу, капрон, эпоксидную смолу, пластмассу, резину, серу и др.

Образцы нефтебитумного продукта по степени техногенных изменений углеводородного состава делят на две группы, сравнивая алифатичность образцов нефтебитумного продукта (А_j) и алифатичность нативной нефти (А_н).

Показатель алифатичности определяется при структурно-групповом анализе состава образцов нефтебитумного продукта, например методом молекулярной спектроскопии.

Нефтебитумный продукт с A_j>A_н. Добывается в районе скважин, где действие техногенного фактора понижено. В результате движения нефтебитумного продукта в пласте совместно с продуктами техногенного воздействия в него попадают более тяжелые компоненты. Физико-химические свойства нефтебитумного продукта изменяются в широких пределах от 1 до 10 ПА·с, плотность от 945 до 1080 кг/м³, содержание смол доходит до 57,3%, асфальтобетонов до 75%, серы до 5,7%, почти отсутствуют легкие фракции, выкипающие до 200°С (1-4%). Тяжелые фракции нефтебитумного продукта склонны к образованию дисперсных систем (0,78-1,56 мкм); асфальтены нефтебитумного продукта - организованные двумерные слоистые системы, ассоциирующиеся в 5-6 слойные кристаллоподобные структуры с несовершенной гексагонально - плоскостной упаковкой атомов углерода.

Нефтебитумный продукт с A_j>A_н используют для блокировки водонасыщенных зон пласта.

Нефтебитумный продукт с А_j<А_н характеризуется плотностью меньшей 0,930 кг/м³, вязкостью, содержанием серы, выходом легких и средних фракций по сравнению с нативным битумом. Мицеллярное строение нефтебитумного продукта и поверхностно - активные свойства обуславливают его нефтевытесняющую способность. Мицеллы, вследствие своей полярности и размеров соизмеримых с размерами поровых каналов являются оптимальным нефтевытесняющим агентом.

Нефтебитумный продукт с A_j<A_н используют для увеличения вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Совместное использование нефтебитумного продукта с А_j>А_н и А_j<А_н позволяет разрабатывать неоднородные по проницаемости обводнившиеся пласты.

При взаимодействии с тонкоизмельченными материалами нефтебитумный продукт с А_j>А_н образует прочные изолирующие составы. Парамагнетизм нефтебитумного продукта, модифицированного различными наполнителями: минеральными порошками, атактическим пропиленом, капроном, эпоксидной смолой, пластмассой, резинами, сажей, серой, - не имеет больших различий по интенсивности, что указывает на идентичность структуры этих веществ и на принципиально одинаковый механизм упругости этих материалов при эксплуатации.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают через нагнетательную скважину оторочку нефтебитумного продукта с А_j<А_н или в случае обработки неоднородных по проницаемости пластов закачивают одновременно или последовательно оторочки нефтебитумного продукта с А_j>А_н и A_j<A_н при их объемном соотношении (0,1-10):1 в количестве 5-200 м³.

Для блокировки водонасыщенных зон пласта через нагнетательные и добывающие скважины закачивают оторочку нефтебитумного продукта с А_j>А_н в количестве 5-50 м³. В случае трещиновато-поровых коллекторов закачивают оторочку нефтебитумного продукта с A_j>A_н с тонкоизмельченными материалами после механо-химической активации в дезинтеграторных установках. Максимальную концентрацию тонкоизмельченных материалов определяют удерживающей способностью дисперсионной среды. Закачку оторочек в нагнетательные скважины на участке с обводненностью добывающих скважин ниже средней по участку целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах. При высокой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки оторочек в скважинах проводят выдержку в течение 6-24 часов и далее возобновляют заводнение.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать способ разработки нефтяных месторождений, основанный на эффективном и комплексном использовании образцов нефтебитумного продукта, извлеченных из различных зон термическим воздействием, для повышения нефтеотдачи пласта.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием выше указанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа разработки нефтяных месторождений.

Пример 1.

Эффективность применения нефтебитумного продукта (НБП) при разработке нефтяных месторождений определяют в лабораторных условиях путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из кварцевого песка различной проницаемости по прототипу и предлагаемому способу. Результаты опытов сведены в таблицу 1.

В опытах образцы с проницаемостью >500 мкм²·10^-3 (высокопроницаемые модели) насыщают водой и определяют их водопроницаемость, образцы с проницаемостью <500 мкм²·10^-3 (низкопроницаемые модели) насыщают нефтью и определяют их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом образцы закачивают оторочку нефтебитумного продукта в объеме 0,01-0,1% от объема пор.

Высокопроницаемые модели с проницаемостью >500 мкм²·10^-3 насыщают водой и определяют их водопроницаемость, а низкопроницаемые с проницаемостью <500 мкм²·10^-3 насыщают нефтью и определяют их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом модели закачивают оторочки нефтебитумного продукта: в высокопроницаемые водонасыщенные модели (ВВМ) закачивают оторочки нефтебитумного продукта с A_j>A_н и оторочку А_j>А_н с введенным в нее тонкоизмельченным материалом, например кварцем, и обработанную в дезинтеграторной установке, в низкопроницаемые нефтенасыщенные модели (ННМ) закачивают оторочку нефтебитумного продукта с A_j<A_н. Объемы закачиваемых оторочек составляют 0,01-0,1% от объема пор. Для проведения экспериментов используют нефтебитумный продукт с коэффициентами алифатичности, равными 0,17 и 0,14. Определяют коэффициенты алифатичности нефтей из разных участков месторождения, которые разрабатываются заявляемым способом. Коэффициенты алифатичности нефти в водонасыщенных участках составляет 0,16, а в низкопроницаемых нефтенасыщенных участках составляет 0,18.

Таблица 1
№№ п/п	Вид используемого НБП	Проницаемость моделей до воздействия, мкм2·10-3	Проницаемость моделей после воздействия, мкм2·10-3
по прототипу	по предлагаемому способу	по прототипу	по предлагаемому способу
1	НБП	НБП c Aj>Aн 0,17>0,16	ВВМ*4030	80,1	62,1
НБП	НБП с Аj<Aн 0,14<0,18	ННМ** 190	228,0	906,3
2	НБП	НБП с Aj>Ан 0,17>0,16	ВВМ 1330	27,5	22,4
НБП	НБП с Аj<Aн 0,14<0,18	ННМ 78	226,2	606,8
3	НБП	НБП с Aj>Aн 0,17>0,16	ВВМ 580	20,4	10,2
НБП	НБП с Аj<Aн 0,14<0,18	ННМ 34	153,0	303,6
4	НБП	НБП с Аj>Ан + ТИМ 0,17>0,16 + кварц	ВВМ 3852	96,5	65,1
НБП	НБП с Aj<Ан 0,14<0,18	ННМ 220	217,8	1394,8
5	НБП	НБП с Аj>Ан + ТИМ 0,17>0,16 + кварц	ВВМ 2949	98,3	57,0
НБП	НБП с Aj<Aн 0,14<0,18	ННМ 83	278,1	553,6
6	НБП	НБП c Aj>Ан + ТИМ 0,17>0,16 + кварц	ВВМ 882	23,0	17,5
НБП	НБП с Aj<Ан 0,14<0,18	ННМ 63	332,0	529,8
Примечание: - ВВМ * - высокопроницаемая водонасыщенная модель, ННМ** - низкопроницаемая нефтенасыщенная модель.

По данным таблицы видно, что при обработке высокопроницаемых водонасыщенных моделей по заявляемому способу проницаемость снижается, а при обработке низкопроницаемых нефтенасыщенных моделей проницаемость увеличивается, что свидетельствует об эффективности и избирательном воздействии оторочек нефтебитумного продукта c A_j>A_н и A_j<А_н на различные участки разрабатываемых объектов.

Пример 2.

Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяют по приросту коэффициента нефтевытеснения на линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных к одному напорному контейнеру. На выходе моделей поддерживают давление, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации на уровне реальной пластовой (не более 1 м\сут). Используют модели длиной 1,16-1,20 м, площадью поперечного сечения 1,00-1,35·10^-4 м², пористостью 0,23-0,47%, заполненные дезинтегрированным керном реальных месторождений. Нефть, находящуюся в моделях, вытесняют водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводят оторочки нефтебитумного продукта с A_j>A_н или A_j>A_н + ТИМ и A_j<A_н. Закачку оторочек производят одновременно или последовательно в объемном соотношении (0,1-10):1 до выравнивания проводимости разнопроницаемых зон. Далее возобновляют закачку воды. Определяют прирост коэффициента нефтевытеснения, как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.

Результаты исследований приведены в таблице 2. В приведенных экспериментах используют нефть с коэффициентом алифатичности 0,15.

По данным таблицы 2 видно, что использование заявляемого способа при разработке нефтяных месторождений позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи на 14,3-16,8% по сравнению с известным способом.

Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:

- способствует увеличению охвата пласта воздействием,

- повышает коэффициент нефтеотдачи,

- основан на природных, экологически безопасных, недорогих материалах.

Таблица 2
№№ п/п	Вид используемого НБП	Соотношение оторочек НБП	Способ закачки реагентов	Проницаемость моделей, составляющих пласт, мкм2·10-3	Прирост коэффициента нефтевытеснения, %
1	Aj>Aн 0,17>0,15	10:1	последовательно	4295	57,1
Aj<Aн 0,14<0,15	2501
2	Aj>Aн 0,17>0,15	5:1	последовательно	3924	55,8
Aj<Aн 0,14<0,15	1732
3	Aj>Ан + ТИМ 0,17>0,15	1:1	последовательно	1036	56.9
Аj<Ан 0,14<0,15	633
4	Aj>Aн 0,17> 0,15	0,5:1	одновременно	2947	58,3
Aj<Aн 0,140,15	1302
5	Aj>Aн 0,17>0,15	0,3:1	одновременно	2836	57,9
Aj<Ан 0,140,15	1514
6	Aj>Aн 0,17>0,15	0,1:1	одновременно	3828	56,1
Aj<Ан 0,14<0,15	1442
Способ по прототипу
7	НБП	-	одновременно	2711	41,5
НБП	890

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов, и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно проводят анализ проб нефтебитумного продукта, извлеченного из j-добывающих скважин, на алифатичность (A_j) и сравнивают с алифатичностью нативной нефти (А_н), и при А_j>А_н оторочку нефтебитумного продукта используют для блокировки водонасыщенных зон пласта, при A_j<A_н - для увеличения вытеснения трудноизвлекаемых запасов нефти, а совместно оторочки нефтебитумного продукта с А_j>А_н и А_j<А_н используют для закачки в неоднородные по проницаемости пласты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при совместном использовании оторочки нефтебитумного продукта с A_j>A_н и А_j<А_н закачивают одновременно или последовательно при объемном отношении (0,1-10):1 соответственно.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что перед закачкой в оторочку нефтебитумного продукта с A_j>A_н вводят тонкоизмельченные материалы и подвергают механохимической активации.