Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с разнопроницаемыми пластами
Владельцы патента RU 2327033:
Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" (ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК") (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей с разнопроницаемыми пластами, в частности, на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности разработки и нефтеотдачи низкопроницаемой группы пластов. В способе разработки многопластовой нефтяной залежи с разнопроницаемыми пластами на поздней стадии разработки нефтяной залежи после изоляции высокопроницаемых пластов разработки вытесняющий агент-оторочки мицеллярного раствора, буферной жидкости и дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской воды закачивают последовательно через нагнетательные скважины в менее проницаемые пласты в циклическом режиме, мицеллярный раствор состава, мас.%: синтанол-АЛМ-10 - 0,5-22,0, полиалкилбензольная смола с м.м. 120-220 - 4,0-31,0, очищенная сеноманская или подтоварная вода - остальное, буферная жидкость - состав полиакриламида - 0,005-0,05% от объема в ней воды, суммарный объем оторочек мицеллярного раствора - 8,0-10,0%, буферной жидкости 20,0-30,0% от порового объема второй группы пластов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей с разнопроницаемыми пластами, в частности низкопроницаемых участков породы на поздней стадии разработки.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на две группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, и при различии проницаемостей пластов в 10 и более раз, т.е. когда в залежи имеется сверхпроницаемый пласт, называемый суперколлектором, остановку нагнетательных скважин, пробуренных в пласте второй группы, бурение скважины непосредственно в суперколлекторе и/или использование нагнетательных скважин, пробуренных в суперколлекторе, бурение дополнительных добывающих скважин над суперколлектором, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторе, отбор нефти через добывающие скважины над суперколлектором (патент РФ №2170344, кл. Е21В 43/20, публикация 2001.07.10). Недостатком способа являются достаточно большие капитальные затраты, связанные с необходимостью бурения дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, низкая нефтеотдача низкопроницаемой группы пластов.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий выделение в объекте разработки пластов-коллекторов и разделение этих пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу - менее проницаемых пластов с более медленной выработкой запасов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, по меньшей мере, в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, выбор продолжительности цикла закачки рабочего агента из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп (патент РФ №2132939, кл. Е21В 43/20, публикация 1999.07.10). Выбран в качестве прототипа. Данный циклический режим не обеспечивает условия для «адресного» вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов. Нефтеотдача разрабатываемого пласта остается на низком уровне, а технология разработки залежи достаточно длительная и сложная, так, например, необходимо постоянно отслеживать пластовое давление и дополнительно оценивать средние значения фильтрационно-емкостных свойств каждой группы пластов и определять их проницаемость.
Задача изобретения - повысить эффективность разработки процесса и нефтеотдачу низкопроницаемой группы пластов, в частности, на поздней стадии разработки.
Технический результат заключается в повышении извлечения нефти из низкопроницаемой группы пластов.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем разделение разнопроницаемых пластов на две группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению на поздней стадии разработки производят изоляцию каналов перетока жидкости в первой группе пластов, вытесняющий агент, состоящий из оторочек мицеллярного раствора, буферной жидкости и дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской воды, закачивают последовательно через нагнетательные скважины во вторую группу пластов в циклическом режиме не менее 3-х раз, при этом используют оторочку мицелярного раствора с внешней водной фазой состава, мас.%:
| Синтанол-АЛМ-10 | 0,5-22,0 |
| Полиалкилбензольная смола | |
| с молекулярной массой 120-220 | 4,0-31,0 |
| Очищенная сеноманская или подтоварная вода | остальное, |
а в качестве буферной жидкости используют состав полиакриламида - 0,005-0,05% от объема в ней воды, причем суммарный объем оторочек мицеллярного раствора с внешней водной фазой составляет 8,0-10,0%, а буферной жидкости 20,0-30,0% от порового объема второй группы пластов.
Сущность изобретения заключается в том, что на поздней стадии разработки нефтяной залежи после изоляции высокопроницаемых пластов разработки в низкопроницаемые пласты закачивают последовательно оторочки мицеллярного раствора с внешней водной фазой (BMP), буферной жидкости (БЖ) и дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской воды в циклическом режиме. Высокопроницаемые пласты к этому времени в основном выработаны, но 70-80% нефти еще осталось в низкопроницаемой части пласта. Изоляция высокопороницаемых пластов позволяет уменьшить потери дорогостоящего мицеллярного раствора, используемого при заводнении.
Закачка раствора с внешней водной фазой позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин, так как существенно уменьшается противодействие к заводнению капиллярных сил в низкопроницаемых пластах в зоне контакта нефть - вытесняющий агент. В качестве мицеллярного раствора используют водный раствор (оксиэтилированных спиртов) Синтанол АЛМ-10 и полиалкилбензольной смолы (ПАБС). Уменьшение содержания ПАБС менее 4,0 мас.% приводит к снижению нефтевытесняющей способности, а увеличение свыше 31,0 мас.% - к снижению агрегативной устойчивости мицеллярного раствора. Содержание Синтанола АЛМ-10 меньше 0,5 мас.% не стабилизирует мицеллярный раствор и не обеспечивает необходимых нефтевытесняющих свойств. Увеличение содержания Синтанола АЛМ-10 свыше 22,0 мас.% нерационально. Раствор BMP имеет невысокую стоимость и является пожаробезопасным.
Синтанол АЛМ-10 относится к классу неиногенных оксиэтилированных поверхностно-активных веществ, представляет собой пастообразную массу от белого до желтоватого цвета (ТУ-6-14-864-88 с изменениями 1, 2, 3, 4).
Полиалкилбензольная смола представляет собой вязкую жидкость темного цвета (ТУ 38 10296-83).
Заявленное количество гелеобразного полиакриламида (ПАА) (ТУ 6-01-1049-76), содержащееся в буферной жидкости, способствует загущению воды и обеспечивает уменьшение опасности прорыва воды через оторочку BMP.
Применение циклической закачки оторочек BMP и буферной жидкости уменьшает расход BMP в 1,5-2,0 раза.
Дальнейшее вытеснение нефти из низкопроницаемых пластов выполняют дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской водой с содержанием механических примесей после очистки не болеет 10 мг/л в используемых водах. Подтоварную или сеноманскую воду дополнительно очищают во флотационных установках, например, на основе аппаратов «Сибиряк» или «Флора 10» (Афанасьев В.А. и др. Качественная очистка воды для ППД в низкопроницаемых пластах. Нефтяное хозяйство №7, 2005, с.116-119).
Способ реализуется следующим образом. Вытеснение нефти осуществляют на поздней стадии разработки. В залежи выделяют две группы эксплуатационных объектов: в первую группу включают пласты с высокопроницаемой породой - проницаемость выше 0,15 мкм2, во вторую группу включают менее проницаемые пласты - проницаемость менее 0,15 мкм2. Выполняют изоляцию каналов перетоков в первой группе эксплуатационного объекта любым известным и доступным методом. Объем изолирующей оторочки, например глинистой суспензии, составляет до 0,5 объема пор первой группы эксплуатационного объекта. Или, например, для временной изоляции (остановки) высокопроницаемых пластов применяют металлические пластоперекрыватели.
Такое воздействие уменьшит возможность попадания в высокопроницаемые пласты мицеллярного раствора и его потери. Мицеллярный раствор с внешней водяной фазой готовят смешением ПАБС (ТУ 38 10296-83), Синтанола АЛМ-10 (ТУ-6-14-864-88 с изменениями 1, 2, 3, 4) в дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской воде.
Оптимальное содержание компонентов BMP зависит от характеристик конкретного месторождения и уточняется по результатам пилотного заводнения. Приготовленный раствор BMP (обычно на блочной кустовой насосной станции) закачивают во вторую группу пластов с учетом порового объема второй группы эксплуатационного объекта.
Затем закачивают приготовленную буферную жидкость с учетом порового объема второй группы эксплуатационного объекта.
Далее оторочки BMP и буферной жидкости вытесняют из низкопроницаемых пластов дополнительно очищенной от мехпримесей подтоварной или сеноманской водой.
В зависимости от получаемого результата цикл закачки МВР, буферного раствора и воды в низкопроницаемые пласты повторяют не менее 3 раз.
Пример. Остаточная нефтенасыщенность низкопроницаемого эксплуатационного объекта - 60%. Суммарная толщина низкопроницаемых пластов - 6 м. Проницаемость пластов - менее 0,15 мкм2. Коэффициент пористости пород - 0,18. Мицеллярный раствор приготавливают при следующем соотношении компонентов, мас.%: Синтанол АЛМ-10 - 3, полиалкилбензольная смола - 6, дополнительная очищенная подтоварная вода - 91. Объем одной оторочки BMP при количестве циклов 4 составляет 2% от порового объема низкопроницаемых пластов Vп. Объем одной оторочки буферной жидкости составляет 5% от Vп, при этом содержание ПАА в ней составляет 0,005% от Vп. Ожидаемое увеличение извлечения нефти из низкопроницаемых пластов - 20%.
Ожидаемый экономический эффект определен из следующих условий. Годовое перемещение фронта вытеснения - 120 м. Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами при пятиточечной системе разработки - 300 м. Суммарная толщина низкопроницаемых пластов - 6 м. Коэффициент пористости пород - 0,18, остаточная нефтенасыщенность - 60%. Стоимость мицеллярного раствора внешней водной фазы 700 руб./м3.
Площадь объекта разработки S, приходящаяся на одну нагнетательную скважину, равна в год, где Rз - радиус закачки вытесняющего агента /120 м в год/.
Объем пор низкопроницаемых пластов второго эксплуатационного объекта Vп=S·h·Kп=45216·6·0,18=48829 м3, где h - суммарная толщина низкопроницаемых пластов, м; Кп - коэффициент пористости второго эксплуатационного объекта.
Объем дополнительно вытесняемой нефти по предлагаемому способу равен Vн=Vп·Кн·Кизв=48829·0,6·0,2=5859 м3/год, где Кн - коэффициент остаточной нефтенасыщенности низкопроницаемых пластов (0,6); Кизл - коэффициент дополнительного извлечения нефти по предлагаемому варианту (0,2).
Затраты на заводнение при применении мицеллярного раствора внешней водной фазой З=Vмр·Цмр=0,08·Vп·700=0,08·48829·700=3076 тыс.руб./год. Прочие затраты - ориентировочно 2000 тыс.руб./год. Итого суммарные затраты 5076 тыс.руб./год.
Доход от добычи нефти Д=Vн·Цн=5859·5000·0,85=24901 тыс.руб./год, где Цн - цена нефти (5000 руб./т).
Годовой экономический эффект равен
Э=(24901-5076) тыс.руб./год=19825 тыс.руб./год.
Экономический эффект получен в результате дополнительного извлечения нефти из низкопроницаемых пластов второго эксплуатационного объекта.
В результате применения предложенного способа нефтеотдача из низкопроницаемой группы пластов увеличивается на 15-20%.
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение разнопроницаемых пластов на две группы, включение в первую группу пластов с более высокой проницаемостью, во вторую группу - менее проницаемых пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки производят изоляцию каналов перетока жидкости в первой группе пластов, вытесняющий агент, состоящий из оторочек мицеллярного раствора, буферной жидкости и дополнительно очищенной подтоварной или сеноманской воды, закачивают последовательно через нагнетательные скважины во вторую группу пластов не менее 3-х раз в циклическом режиме, при этом используют оторочку мицеллярного раствора внешней водной фазой состава, мас.%:
| Синтанол-АЛМ-10 | 0,5-22,0 |
| Полиалкилбензольная смола | |
| с молекулярной массой 120-220 | 4,0-31,0 |
| Очищенная сеноманская или подтоварная вода | остальное, |
а в качестве буферной жидкости используют состав полиакриламида - 0,005-0,05% от объема в ней воды, причем суммарный объем оторочек мицеллярного раствора с внешней водной фазой составляет 8,0-10,0%, а буферной жидкости - 20,0-30,0% от порового объема второй группы пластов.
