RU2136872C1

RU2136872C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2136872C1
Application number: RU99101706A
Authority: RU
Inventors: Р.Х. Муслимов; Ш.Ф. Тахаутдинов; Р.С. Хисамов; И.Г. Юсупов; Б.Е. Доброскок; Н.Н. Кубарева; Р.Х. Мусабиров; С.А. Яковлев; В.М. Хусаинов; З.М. Ганеева
Original assignee: ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл"
Priority date: 1999-02-01
Filing date: 1999-02-01
Publication date: 1999-09-10

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии, обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину водной дисперсии. В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1 - 10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес.% при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес.%. 1 з.п.ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки глинистой суспензии с плотностью 1,02-1,08 г/см³, а вслед за ней растворов полимера. В качестве полимера используют эфир целлюлозы с концентрацией 1-3 вес.% /1/.

Способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватыми породами с высокой неоднородностью пластов, т.к. при осуществлении метода происходит только частичное отключение самых высокопроницаемых зон. Нефтеотдача залежи невелика.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсной фазы используют глинопорошок и водорастворимый полимер /2/.

Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде водные растворы компонентов практически не перемешиваются и закачиваемые водные оторочки полимера и глины работают без образования ассоциатов, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача залежи остается невысокой.

Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки нефтяной залежи, включающему отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют глинопорошок и водорастворимый полимер, согласно изобретению в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера, в каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера с общим уменьшением количества глинопорошка в пределах от 15 до 0% и увеличением количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1%, при этом переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%,
Кроме того, в качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3. периодическая закачка через по крайней мере одну нагнетательную скважину водной дисперсии;
4. использование в водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы смеси глинопорошка и порошка водорастворимого полимера;
5. закачка водной дисперсии оторочками;
6. переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%;
7. уменьшение в каждой последующей оторочке количества глинопорошка и увеличение количества порошка водорастворимого полимера;
8. общее уменьшение количества глинопорошка в пределах от 15 до 0% при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1%.

9. использование в качестве полимера полиакриламида или эфира целлюлозы.

Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 9 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи вырабатываются в основном высокопроницаемые зоны. Задача извлечения нефти из низкопроницаемых зон решается в данном изобретении. Задача решается следующей совокупностью действий.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Периодически закачивают через по крайней мере одну нагнетательную скважину водную дисперсию. Дисперсия содержит водорастворимый полимер от 0,001 до 1,0% бентонитовый глинопорошок от 0 до 15,0 вес.% и воду - остальное до 100%. При этом закачку начинают с максимального содержания глинопорошка в смеси и минимального содержания порошка водорастворимого полимера. С увеличением давления закачки смеси на 1-10% от давления нагнетания воды для заводнения концентрацию глинопорошка уменьшают, а порошка водорастворимого полимера - увеличивают для поддержания стабильного давления. При насыщении высокопроницаемых зон составом и увеличения давления поэтапно уменьшают содержание глинопорошка /вплоть до 0/ и увеличивают содержание порошка водорастворимого полимера до максимальной величины. Такая технология закачки позволяет исключить из разработки участки с широким интервалом высокообводненных выработанных пластов и подключить в разработку нефтенасыщенные, ранее неохваченные вытеснением, участки.

Работы на нагнетательной скважине осуществляют следующим образом.

Выбирают нагнетательную скважину /или группу скважин/ на месторождении, проводят анализ разработки совместно с гидродинамическими связанными добывающими скважинами; проводят комплекс стандартных гидродинамических и геофизических исследований с целью определения геологических показателей и технического состояния скважины.

Закачку смеси глинопорошка и порошка водорастворимого полимера производят по следующей технологической схеме: непосредственно на скважине производят дозировку сухой смеси глинопорошка и порошка водорастворимого полимера в определенных соотношениях в поток воды, поступающей от насосных станций для заводнения пластов и через накопительную емкость закачивают дисперсию в пласт. Технологический процесс контролируют по давлению закачки дисперсии и регулируют изменением концентрации компонентов в ней. Как показывает промысловая практика, повышение давления закачки до 10% указывает на отключение на разработки высокопроницаемых зон. При высокой неоднородности пластов по проницаемости для отключения каждой обводненной зоны требуется более низкая концентрация глинопорошка, но повышенная - порошка водорастворимого полимера.

В предлагаемом способе закачивают смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера оторочками, содержащими глинопорошок с уменьшающейся концентрацией от 15,0 вес.% до 0 и порошок водорастворимого полимера с увеличивающейся концентрацией от 0,001 вес.% до 1,0 вес.%.

Для получения лучших результатов с точки зрения использования глинопорошков для повышения нефтеотдачи пластов рекомендуется активированный бентонитовый глинопорошок /суббентонит/, хотя с этой же целью можно использовать и другие глинопорошки.

Глинопорошки представляют собой высушенную и измельченную глину с химическими добавками и без них. В основном выпускаются порошки из бентонитовых, гидрослюдистых и палыгорскитовых глин, содержащие примеси других минералов. В бентонитовых порошках содержится 70% и более минерала монтмориллонита.

В качестве полимера используют порошки водорастворимых полимеров, изменяющих вязкость растворов в зависимости от концентрации: полиакриламид, водорастворимые эфиры целлюлозы, например, марки Сульфацелл.

У приведенных составов вязкость увеличивается в течение 5-15 суток, а затем они становятся нетекучими.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания - 1700-1900 м, мощность пластов - 3-6 см, пластовое давление - 15 МПа, пластовая температура - 36^oC, пористость - 18-22%, проницаемость - 300-800 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях - 0,8% г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях - 5 мПа•с.

Через 100 добывающих скважин отбирают нефть, через 30 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент. Опытные работы проводят на одной нагнетательной скважине. Скважина принимает по 5 пропласткам /12,5 м/ 800 м³/сутки при давлении 9,5 МПа. Приемистость по пропласткам: первый - 300 м³/сут, второй - 200 м³/сут, третий - 120 м³/сут, четвертый - 100 м³/сут, пятый - 80 м³/сут. По анализу участка добывающие скважины в основном эксплуатируют с 95-99% обводненностью по первому-третьему пропласткам /практически за 20 лет разработки они выработаны/. Закачку проводят на основе состава из порошка оксиэтилцеллюлозы марки "Сульфацелл" и глинопорошка суббентонит. Общий объем закачки состава равен 1150 м³. Производят закачку из пяти оторочек.

- первая оторочка - 400 м³ состава /15% глинопорошка, 0,001% порошка Сульфацелла и вода - остальное/. Начальное давление закачки составляет 11 МПа. После закачки давление увеличилось до 12,1 МПа. Прокачивают воду, давление закачки снижается до 11 МПа;
- вторая оторочка - 300 м³. Уменьшают количество глинопорошка до 10%, а порошка Сульфацелла увеличивают до 0,01%. После закачки давление закачки увеличилось до 11,1 МПа;
- третья оторочка 200 м³. Уменьшают количество глинопорошка до 1%, а порошка Сульфацелла увеличивают до 0,6% После закачки давление закачки увеличилось до 12,2 МПа;
- четвертая оторочка - 150 м³. Уменьшают количество глинопорошка до 0,5%, а порошка Сульфацелла увеличивают до 0,8% После закачки давление увеличилось до 12,8% МПа;
пятая оторочка - 100 м³. Уменьшают количество глинопорошка до 0 и увеличивают количество порошка Сульфацелла до 1%. После закачки давление увеличилось до 13,5 МПа.

После обработки скважина имеет приемистость 350 м³/сутки при давлении 12,0 МПа. В результате применения метода из разработки исключены выработанные пропластки, остались в работе участки, содержащие нефть.

Через два месяца после закачки замечено снижение обводненности и в добываемой жидкости из скважин, гидродинамически связанных с обработанной нагнетательной. Нефтеотдача залежи увеличилась на 0,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

/56/ SU 1758217, A1, 30.08.92.

RU 2065945 C1, 27.08.96.

Claims

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют глинопорошок и водорастворимый полимер, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера, в каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера с общим уменьшением количества глинопорошка в пределах от 15 до 0 вес.% и увеличением количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес.%, при этом переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1 - 10%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.