Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, начиная с ранней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородыми коллекторами, коллекторами, имеющими пласты разной проницаемости или трещиновато-пористыми коллекторами. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата залежи по площади и толщине продуктивного пласта с уменьшением затрат времени и средств. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины, которую анализируют на соотношение нефти и воды. При содержании последней в продукции добывающей скважины не менее 70%, в продуктивный пласт с температурой 20-40°С через нагнетательную скважину, при ее приемистости не менее 0,6 м³/час, а затем и через добывающую скважину закачивают композицию, содержащую сухокислоту «СК-Б» и нейтрализующий раствор мочевины на пресной воде плотностью 1,05-1,2 кг/м³ при следующем соотношении компонентов в упомянутой композиции, мас.%: сухокислота «СК-Б» 5-9, раствор мочевины 20-30, вода - остальное. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, начиная с ранней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородыми коллекторами, коллекторами, имеющими пласты разной проницаемости или трещиновато-пористыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины в стационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины (см. пат. США №3480081, кл. Е21В 43/20, 25.11.1969).

Недостатком известного способа является то, что со временем в залежи образуются устойчивые пути фильтрации вытесняющего агента. В результате пласты залежи с повышенной проницаемостью оказываются промытыми, а низкопроницаемые пласты или зоны - слабо дренируемыми. При этом в низкопроницаемых участках образуются застойные целики нефти. Коэффициент нефтеотдачи в целом по залежи оказывается очень низким.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата залежи по площади и толщине продуктивного пласта с уменьшением затрат времени и средств.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины, которую анализируют на соотношение нефти и воды и, при содержании последней в продукции добывающей скважины не менее 70%, в продуктивный пласт с температурой 20-40°С через нагнетательную скважину, при ее приемистости не менее 0,6 м³/час, а затем и через добывающую скважину закачивают композицию, содержащую сухокислоту «СК-Б» и нейтрализующий раствор мочевины на пресной воде плотностью 1,05-1,2 кг/м при следующем соотношении компонентов в упомянутой композиции, мас.%:

сухокислота «СК-Б»	5-9
раствор мочевины	20-30
вода	остальное

Кроме того, что вслед за композицией закачивают нефтецементный раствор.

Сущность изобретения заключается в том, что при разработке залежи заводнением со временем развиваются привычные наиболее проводящие каналы фильтрации. Для предотвращения развития (размывания) катастрофических каналов фильтрации своевременно (при контроле за обводнением добываемой продукции) осуществляют изоляцию этих каналов фильтрации - путей обводнения в продуктивных нефтяных пластах. Особенно это важно для терригенных продуктивных пластов с температурой 20-40°С. Для этого в необходимый момент времени, при приемистости нагнетательных скважин не менее 0,6 м³/час, в продуктивный пласт закачивают композицию («Гидрогель-40») на основе сухокислоты «СК-Б» и раствора мочевины. При этом применяют следующее соотношение компонентов в упомянутой композиции, мас.%: сухокислота «СК-Б» 5-9; раствор мочевины 20-30; пресная вода - остальное. В результате происходящих в пластовых условиях реакций гидролиза реагентов, входящих в состав мочевины, происходит образование угольной кислоты и аммиака. Одновременно происходит нейтрализация хлоридов алюминия, входящих в состав сухокислоты «СК-Б», происходит образование неорганического геля повышенной прочности на сдвиг, сохраняющего прочностные свойства в течение 5-30 сут, и с минимальными явлениями синерезиса, не превышающими 5% от объема композиции. Такой гель создает высокий фактор сопротивления притоку воды. При этом неорганический гель образуется в водонасыщенной части пласта, поскольку в нефтенасыщенном коллекторе, за счет растворения выделяющегося аммиака в углеводородах, гидролиз хлоридов алюминия, а следовательно и образование геля, не происходит. При этом присутствие в составе сухокислоты «СК-Б» неионогенного ПАВ обеспечивает равномерное распределение образующегося аммиака в объеме жидкости и образование равномерного геля во всем объеме. В результате обеспечивают ограничение отборов воды на участке залежи, при этом ограничивают приток закачиваемых, контурных, подошвенных и пропластковых вод любой минерализации. Закачку вышеупомянутых материалов осуществляют также и в добывающие скважины. При этом закачку вышеупомянутой композиции первоначально осуществляют в нагнетательные скважины. Для изоляции обводнившихся интервалов в добывающих скважинах осуществляют разделение залежи на отдельные пропластки или используют отдельные пропластки, разделенные глинистыми пропластками толщиной не менее 1 м. Наибольший эффект от обработки по схеме селективной изоляции в неоднородных пластах следует ожидать при соотношении проницаемостей отключаемого и продуктивных пропластков, равном 2-4.

Используемые по изобретению материалы выпускаются в промышленном масштабе. Сухокислота «СК-Б» представляет собой композицию неорганических солей и неионогенных поверхностно-активных веществ, выпускается по ТУ 2458-002-45811026-2005.

Мочевину выпускают по ГОСТ 2081-92. Это кристаллическое вещество белого цвета, без запаха или со слабым запахом аммиака, хорошо растворимое в воде и спиртах. Эффект увеличения прочности геля и ускорения гелеобразования в условиях пласта проявляет себя при приготовлении состава как на пресной, так и на минерализованной воде. Плотность раствора мочевины принимают в диапазоне 1,05÷1,2 г/см³.

При приемистости скважины 1,2-2,5 м³/час и планируемой после изоляционных работ депрессии на пласт более 5 МПа рекомендуется вслед за композицией «Гидрогель-40» закачивать твердеющий материал. В качестве твердеющего материала рекомендуется использовать нефтецементный раствор (НЦР) в объеме 3-4 м³, известный, например, из а.с. №1640366, 07.04.1991. Продавку НЦР осуществляют нефтью из расчета полного его продавливания в пласт.

Способ осуществляют следующим образом.

По изобретению осуществляют разработку нефтяной залежи заводнением. Для этого закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины с продавкой его в продуктивный пласт. Вытесняют рабочим агентом нефть из залежи в направлении к добывающим скважинам. Осуществляют отбор продукции из добывающей скважины. Анализируют промыслово-геологические данные по скважине и залежи в целом и дают заключение о течении процесса заводнения и характере обводнения отбираемой продукции. Анализируют соотношение нефти и воды в процессе обора продукции из добывающих скважин. При содержании воды в продукции добывающей скважины не менее 70% осуществляют изоляцию каналов, проводящих воду, Для этого в нагнетательную, а затем в добывающую скважину закачивают композицию («Гидрогель-40). В случае неудачного результата таких мероприятий, о чем будут свидетельствовать показатели обводнения продукции, может быть изоляция промытых каналов фильтрации с применением композиции («Гидрогеля-40») на основе сухокислоты «СК-Б» и нейтрализующего раствора - раствора мочевины.

Для этого осуществляют смешение и приготовление рабочих составов в емкости или бункере цементировочного агрегата. Осуществляют растворение сухокислоты «СК-Б» в пресной или минерализованной воде (применение минерализованной воды ускоряет гелирование состава и затрудняет его закачку в скважину) и растворение мочевины в пресной воде. При этом для приготовления 1 м³ композиции («Гидрогель-40») осуществляют следующее:

в 500 л пресной воды при подогреве до температуры 20°С растворяют 70 кг сухокислоты «СК-Б»;

в 500 л пресной воды растворяют 280 кг мочевины;

смешивают растворы сухокислоты и мочевины, выдерживают их 2-3 час при 40°С до образования геля.

При необходимости подбирают соотношения раствора сухокислоты «СК-Б» к раствору мочевины, удобные для закачки в скважину. Спускают заливочную колонну, например, насосно-компрессорные трубы (НКТ), до верхних перфорационных отверстий нагнетательной скважины. Закачивают композицию через НКТ. Продавку этой композиции в пласт осуществляют технической водой. Поскольку приемистость этой скважины составляет 2 м³/час, а планируемая депрессия после этих работ - 6 МПа, то вслед за композицией закачивают НЦР в объеме 3 м³. Продавку НЦР осуществляют нефтью из условия полного продавливания НЦР в пласт.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины, которую анализируют на соотношение нефти и воды и, при содержании последней в продукции добывающей скважины не менее 70%, в продуктивный пласт с температурой 20-40°С через нагнетательную скважину, при ее приемистости не менее 0,6 м³/ч, а затем и через добывающую скважину закачивают композицию, содержащую сухокислоту «СК-Б» и нейтрализующий раствор мочевины на пресной воде плотностью 1,05-1,2 кг/м³ при следующем соотношении компонентов в упомянутой композиции, мас.%:

сухокислота «СК-Б»	5-9
раствор мочевины	20-30
вода	остальное.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вслед за композицией закачивают нефтецементный раствор.