Устройство для заводнения продуктивной залежи нефти естественным хлоридным раствором нижней гидрогеологической зоны

Устройство относится к практике разработки нефтяных месторождений. Имеет целью создание условий для вскрытия в подошве продуктивной залежи изолированных от ее коллектора пор и блоков, содержащих углеводороды (УВ), и присоединения их к системе эффективной пористости продуктивного горизонта залежи.

Известно, что хлоридные водные растворы в замкнутом объеме под воздействием геотермического градиента корродируют горячую подошву своего коллектора, вскрывая заключенные в ней изолированные поры. При этом глинистые минералы под воздействием хлоридных растворов обезвоживаются, агрегируют и раскрывают закупоренные ими ходы сообщения между порами.

Нижняя гидрогеологическая зона, к которой приурочены нефтяные месторождения, характеризуется огромными статическими запасами высокоминерализованных хлор-натриево-кальцевых вод и рассолов, особенно в глубоко залегающих осадочных комплексах [1, 2]. А в придонных частях коллекторов большинства продуктивных залежей УВ находятся опресненные конденсационные и солюционные воды, изолированные от «фоновых» для нефтегазоносных бассейнов хлоридных растворов [4, 5]. Опресненные придонные воды залежей УВ, как и сами УВ, в отношении компонентов твердой фазы не агрессивны и подошву своего коллектора не корродируют [6].

Предлагаемое устройство представляет собой по крайней мере одну скважину, пробуренную сквозь продуктивный пласт до коллектора естественного хлоридного раствора. Возможно применение двух и более скважин, пробуренных через противоположные фланги залежи с целью ускорения водообмена между водами в коллекторе УВ и хлоридного раствора.

Устройство относится к практике разработки нефтяных месторождений. Имеет целью создание условий для вскрытия в подошве продуктивной залежи изолированных от ее коллектора пор и блоков, содержащих углеводороды (УВ), и присоединения их к системе эффективной пористости продуктивного горизонта залежи.

На современном уровне техники увеличение нефтеотдачи достигается путем вытеснения из системы эффективной пористости продуктивного горизонта залежи остаточной трудноизвлекаемой нефти водой или спецрастворами, нагнетаемыми через скважины с поверхности. При этом «все физико-химические методы резко снижают свою эффективность при высокой солености растворов», и «высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для всех методов» [8, стр.168]. Нефть, находящуюся в порах и пропластках, обособленных от эффективного порового пространства продуктивной залежи, «можно извлекать только с помощью специально пробуренных на них скважин» [8, стр.172] или путем гидроразрывов, подземных взрывов и вибросейсмического воздействия [8, стр.164]. Но и этими весьма затратными методами обеспечивается извлечение очень малой части нефти, находящейся в изолированных порах подошвы продуктивной залежи.

В то же время известно и то, что хлоридные водные растворы гидросистем нижней гидрогеологической зоны корродируют подошву своего коллектора, и что глинистые минералы под их воздействием обезвоживаются, агрегируют и раскрывают закупоренные ими ходы сообщения [3, 7, 10, 11]. В эффективном поровом пространстве продуктивных горизонтов специально подготовленные растворы хлористого натрия позволяют «резко увеличить приемистость нагнетательных скважин» (патент изобретения 2095556, 1997 г.).

Нижняя гидрогеологическая зона, к которой приурочены нефтяные месторождения, характеризуется огромными статическими запасами высокоминерализованных хлор-натриево-кальциевых вод и рассолов, особенно в глубоко залегающих осадочных комплексах [1, 2]. А в придонных частях коллекторов большинства продуктивных залежей УВ находятся опресненные конденсационные и солюционные воды, изолированные от «фоновых» для нефтегазоносных бассейнов хлоридных растворов [4, 5]. Опресненные придонные воды залежей УВ, как и сами УВ, в отношении компонентов твердой фазы не агрессивны и подошву своего коллектора не корродируют [6].

Предлагаемое устройство представляет собой по крайней мере одну скважину, пробуренную сквозь продуктивный пласт до коллектора естественного хлоридного раствора. Вариантов устройства ровно столько, сколько существует месторождений УВ, заслуживающих использования устройства. Одной скважины окажется достаточно в случаях, когда гидросистема с хлоридным раствором обладает аномально высоким пластовым давлением (АВПД), способным обеспечить самопроизвольный переток раствора в коллектор залежи УВ. Если гидросистема с хлоридным раствором высоким давлением не обладает или оно быстро падает по мере перетока раствора в коллектор залежи [7, 9], то потребуется применение нагнетательного насоса. Осолонение вод в залежи желательно доводить до 50 г/л (верхний предел не ограничен), хотя известно, что набухшие глины в значительной мере обезвоживаются и агрегируют и в морской воде с концентрацией 32 г/л [10].

Процесс может быть значительно ускорен с применением двух и более скважин, пробуренных через противоположные фланги залежи. На одном фланге с применением насосов производится нагнетание хлоридного раствора в коллектор месторождения, на другом - удаление пресных вод залежи на поверхность или в любой другой приемистый подземный коллектор.

При расположении эпицентров гидросистемы с хлоридными растворами и залежи УВ на некотором удалении друг от друга возможно нагнетание раствора в залежь через поверхность с применением наземных трубопроводов.

При необходимости производится обсадка скважин и перфорация обсадных труб в нужных интервалах. Вероятность закупорки скважин минеральными отложениями можно уменьшить при помещении в них магнитов или элетромагнитов.

Естественно, что потребуется мониторинг степени осолонения вод залежи путем отбора контрольных проб и отслеживания накопления УВ уже в условиях следующего затем отстойного режима.

Устройство от скважин другого назначения отличается использованием естественных хлоридных растворов или рассолов нижней гидрогеологической зоны, созданием условий для коррозии подошвы залежи и вскрытия изолированных от нее содержащих углеводороды (УВ) пор и блоков.

Применение устройства позволит выяснить причину восполняемости извлекаемых запасов нефти на многих законсервированных и эксплуатируемых месторождениях Терско-Сунженского района Чеченской республики, Предуралья (Ромашкинское), Западной Сибири (Усть-Балыкское, Октябрьское и др.), где бурение на большие глубины с целью обнаружения новых залежей нефти положительных результатов не дало [9].

Литература

1. Алекин О.А. Основы гидрохимии. Гидрометеорологическое изд-во, 1953.

2. Киссин И.Г. Вода под землей. М.: Наука, 1976. 135 с.

3. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. М., Недра, 1976. 212 с.

4. Колодий В.В. Подземные конденсационные и солюционные воды нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Киев, Наукова Думка, 1974, 124 с.

5. Маломинерализованные воды глубоких горизонтов нефте-газоносных провинций. Киев, Наукова Думка, с.297, 1985.

6. Мерцалов И.М. О роли воды в первичной миграции и накоплении углеводородов. ДАН СССР, 1980, т.253, 3 с.682-684.

7. Мерцалов И.М. Основная причина надежной самоизоляции нефтяных и газовых залежей. Сб. «Система Планета Земля». Материалы 12-го научного семинара. Москва, 2004.

8. Покрепин Б.В. «Разработка нефтяных и газовых месторождений». Учебное пособие для средних специальных учебных заведений. Волгоград. Изд. «Ин-Фолио», 2008.

9. Поликарпов В.К., Ладнер Г.А. «Грубы» углеводородной дегазации как механизм возобновления месторождений углеводородов и базисная посылка для прогноза нефтегазоперспективных зон // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь. М.: ГЕОС, 2010. С.419-421.

10. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М., Недра. 1980.

Устройство для заводнения продуктивной залежи нефти естественным хлоридным раствором нижней гидрогеологической зоны, включающее две и более скважин, пробуренные через противоположные фланги залежи, соединенные с продуктивной залежью нефти и с расположенным ниже коллектором естественного хлоридного раствора нижней гидрогеологической зоны, на одном фланге залежи предусмотрены насосы для нагнетания естественного хлоридного раствора в продуктивную залежь нефти для коррозии ее подошвы, а на другом фланге залежи предусмотрены насосы для удаления пресных вод из продуктивной залежи, при этом обсадка и перфорация скважин выполнены с возможностью отслеживания накопления нефти - восполнения ее извлекаемых запасов в продуктивной залежи.