Способ заводнения нефтяной залежи

 

Способ заводнения нефтяной залежи включает периодические остановки и возобновления закачки воды в пласт через нагнетательную скважину и отбор жидкости через нагнетательную скважину. Перед периодической закачкой воды в пласт дополнительно и последовательно закачивают серную кислоту и воду при одновременном проведении процесса контроля обводненности в добывающей скважине. После установления начала снижения обводненности в жидкости в добывающей скважине закачку воды переводят на периодический режим закачки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам заводнения нефтяных месторождений.

Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15% парового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты, продвигаемых по пласту обычной водой [1] Недостатком этого способа является незначительное снижение остаточной нефтенасыщенности в условиях обводненного неоднородного пласта.

Известен способ заводнения нефтяной залежи, заключающийся в применении циклического заводнения пласта, осуществляемого при периодических изменениях давления (расхода) нагнетаемой и отбираемой жидкости [2] Недостатком такого способа является невысокая нефтеотдача при его использовании в неоднородном пласте.

Цель изобретения повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключения в процессе разработки слабодренируемых запасов нефти.

Цель достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяной залежи, включающем последовательную закачку серной кислоты и воды в пласт через нагнетательные скважины и добычу жидкости через добывающие скважины, после закачки всего объема серной кислоты закачивают воду до момента уменьшения процента обводненности отбираемой жидкости из ближайших (соседних) добывающих скважин, после этого осуществляют периодически остановку и возобновление закачки воды в пласт, при этом продолжительность полуцикла закачки воды определяют по формуле t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с; l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м; - средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с Способ осуществляют следующим образом.

Сначала закачивают в пласт через нагнетательные скважины объем серной кислоты, равный 0,15% порового объема пласта.

Потом подключают систему заводнения и закачивают воду в пласт до момента снижения процента обводненности жидкости в ближайших (соседних) добывающих скважинах.

После этого осуществляют периодически остановку и возобновление закачки воды в пласт с продолжительностью полуцикла закачки (остановки), определенной по формуле [2] t где t время полуцикла закачки воды в пласт, с; l расстояние между нагнетательной и эксплуатационной галереями, м; - средняя пьезопроводность незаводненного объема пласта, м²/с.

Для залежи пласта Б₂ определяется время полуцикла закачки воды при l 500 м, = 1 м²/с
t (500)²/1x2 125000 с15 сут
В результате взаимодействия серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти образуются сульфокислоты поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворимые в воде. Последние обуславливают снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой, что приводит к более равномерному процессу вытеснения нефти водой.

Кроме этого, при реакции нефти с серной кислотой образуется кислый гудрон, который снижает водопроницаемость пропластков и способствует перераспределению потока вытесняющей нефть воды в пласте и улучшает степень охвата пласта заводнением.

Уменьшение процента обводненности отбираемой жидкости в ближайших (соседних) добывающих скважинах будет означать приближение оторочки серной кислоты к забоям добывающих скважин.

Последующее осуществление периодического процесса остановки и возобновления закачки воды в пласт приведет в действие упругие силы в пласте, что вызовет изменение фильтрационных потоков, а также подключение в процесс разработки слабодренируемых запасов нефти.

С целью выявления эффективности предлагаемого способа был проведен промышленный эксперимент на залежи пласта Б₂ со следующей геолого-физической характеристикой: Проницаемость, мкм 0,541 Нефтенасыщенная толщина, м 9,8 Пористость, 18
Давление, МПа
начальное 17,1
текущее 16,5
На залежи были выделены три участка с примерно одинаковой степенью выработки и равным количеством нагнетательных и добывающих скважин (по две нагнетательных и шесть добывающих):
на участке 1 проводилась обычная закачка воды;
на участке 2 осуществлялась закачка серной кислоты в объеме 0,15% от объема пор с последующей закачкой воды (прототип);
на участке 3 проводилась закачка серной кислоты в объеме 0,15% объема пор с последующей закачкой воды до момента снижения процента обводненности в ближайших добывающих скважинах. Затем осуществлялась периодически остановка и возобновление закачки воды в пласт с продолжительностью полуцикла, равного 15 сут (предлагаемый способ).

Эксперимент проводился в течение 26 мес одновременно на всех трех участках.

На участке 2 было получено дополнительно по сравнению с обычным заводнением (с участком 1) 21,6 тыс.т нефти.

На участке 3 дополнительная добыча нефти составила 29,6 тыс. т (по сравнению с участком 1).

Следовательно, эффективность предлагаемого способа заводнения оказалась в 1,37 раза выше, чем от использования прототипа.

Таким образом, достигнута цель изобретения повышение степени охвата пласта заводнением и подключение в разработку низкопроницаемых пропластков.

Новизна предлагаемого технического решения заключается в проведении циклического заводнения пласта после последовательной закачки всего объема серной кислоты и воды с момента снижения процента обводненности отбираемой жидкости из ближайших (соседних) добывающих скважин.

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий периодические остановки и возобновления закачки воды в пласт через нагнетательную скважину и отбор жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед периодической закачкой воды в пласт дополнительно и последовательно закачивают серную кислоту и воду при одновременном проведении процесса контроля обводненности добываемой жидкости в добывающей скважине, после установления начала снижения обводненности в жидкости в добывающей скважине закачку воды переводят на периодический режим закачки.