Способ повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. В способе повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, закачивают водный раствор полимера со сшивателем, после выдержки в течение 1 - 6 суток закачивают дополнительно низкоконцентрированный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем, а затем после выдержки в течение 1 - 6 суток дополнительно закачивают рабочий агент. Причем при закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем перед, или после закачки, или вместе с водным раствором полимера со сшивателем закачивают наполнитель. 1 з.п.ф-лы.

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

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала и суспензию дисперсных систем (Патент РФ N 2090746, кл. E 21 В 43/22, опублик. 1997 г.).

Известный способ малоэффективен на поздней стадии разработки нефтяного месторождения, т.к. полимерный раствор в высокопроницаемых зонах создает весьма небольшое сопротивление фильтрации рабочему агенту.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии, обеспечивающий повышение выработки неоднородных по проницаемости пластов и включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и затем водного раствора полимерного материала и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ N 2060368, кл. E 21 В 43/32, опублик. 1996 г.).

Известный способ эффективен при первичном вытеснении нефти на начальной стадии разработки месторождения. На поздней стадии разработки нефтяного месторождения возникает необходимость частого повторения операций способа, применения дополнительных мероприятий по усилению эффекта изоляции высокопроницаемых зон залежи. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, закачивают водный раствор полимера со сшивателем, после выдержки в течение 1 - 6 сут закачивают дополнительно низкоконцентрированный водный раствор натрийкарбоксиметилцеллюлозы со сшивателем, а затем после выдержки в течение 1 - 6 сут дополнительно закачивают рабочий агент.

При закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем перед или после закачки, или вместе с водным раствором полимере со сшивателем закачивают наполнитель.

Сущность изобретения При разработке нефтяных месторождений вследствие неоднородности пластов происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью и неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят роботы по снижению проницаемости высокопроницаемых зон и регулированию фронта заводнения продуктивного пласта. Однако эффект от этого бывает кратковременным, что негативно сказывается на нефтеотдаче пластов.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов.

Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений ведут закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и периодически водного раствора полимера со сшивателем. В качестве рабочего агента используют пресную или минерализованную воду. В качестве полимера используют полиакриламид, натрийкарбоксиметилцеллюлозу и прочие водорастворимые полимеры. Концентрацию полимера устанавливают в основном от 0,1 до 3% по массе. В качестве сшивателя используют соли кальция, алюминия, хрома, в основном от 0,01 до 0,55% по массе. Время гелеобразования от 1 до 6 сут. подбирают концентрацией сшивателя. Для этого достаточной концентрацией, например ацетата хрома, является концентрация, равная 10-20% по массе сшивателя от массы полимера. Через добывающие скважины отбирают нефть. При большой приемистости скважины, когда скважина "глотает" при закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем перед или после закачки, или вместе с водным раствором полимера со сшивателем закачивают наполнитель. В качество наполнителя используют глину, древесную муку, мел и т.п. Количество наполнителя составляет до 15% по массе от раствора полимера. При этом происходит основная закупорка высокопроницаемых зон и поступление рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта. Однако при этом охват пласта воздействием оказывается неполным. Часть высокопроницаемых зон остается неохваченной воздействием. Это, как правило, зоны с относительно невысокой и средней проницаемостью. Для закупорки таких зон через нагнетательные скважины дополнительно закачивают низкоконцентрированный водный раствор натрийкарбоксиметилцеллюлозы со сшивателем. Концентрацию раствора натрийкарбоксиметилцеллюлозы устанавливают равной 0,2-0,3% по массе. В качестве сшивателя натрийкарбоксиметилцеллюлозы используют соли кальция, алюминия, хрома. Время гелеобразования от 1 до 6 сут подбирают концентрацией сшивателя, которая ориентировочно составляет порядка 10-20% по массе от массы натрий-карбоксиметилцеллюлозы.

Примеры конкретного выполнения Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания - 1700-1900 м, мощность пластов - 3-6 м, 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 мПас. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - минерализованную воду, через 30 нагнетательных скважин. Для закачки раствора полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 890 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 11,2 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 3 сут, когда пластовое давление снизилось, закачивают раствор полиакриламида с концентрацией 0,1% и сшивателя - ацетата хрома с концентрацией 0,01%. Закачивают 400 м³ раствора до снижения давления на 20%. Проводят технологическую выдержку в течение 5 сут. Затем закачивают 0,2%-ный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем - ацетатом хрома в количестве 0,02%. Объем закачки составляет 100 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 900 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 сут, когда пластовое давление снизилось, закачивают раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы с концентрацией 1% и сшивателя - ацетата хрома с концентрацией 0,15%. Закачивают 400 м³ раствора до снижения давления на 25%. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. Затем закачивают 0,3%-ный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем - ацетатом хрома в количестве 0,06%. Объем закачки составляет 150 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 1000 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 сут, когда пластовое давление снизилось, закачивают раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы с концентрацией 3%, сшивателя - ацетата хрома с концентрацией 0,55% и 15% наполнителя - глинопорошка. Закачивают 400 м³ раствора до снижения давления на 25%. Проводят технолопчческую выдержку в течение 6 сут. Затем закачивают 0,25%-ный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем - ацетатом хрома в количестве 0,035%. Объем закачки составляет 150 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

Пример 4. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 1000 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 сут, когда пластовое давление снизилось, закачивают 150 м³ раствора полиакриламида с концентрацией 0,25% и сшивателя - ацетате хрома с концентрацией 0,03%. Затем закачивают 150 ³ 10%-ной водной дисперсии наполнителя - древесного порошка. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. Затем закачивают 0,25%-ный водный раствор натрийкарбоксиметилцеллюлозы со сшивателем - ацетатом хрома в количестве 0,035%. Объем закачки составляет 150 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

Пример 5. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 1000 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 сут1, когда пластовое давление снизилось, закачивают 150 м³ 5%-ной водной дисперсии наполнителя - мела. Затем закачивают раствора полиакриламида с концентрацией 0,25% и сшивателя - ацетата хрома с концентрацией 0,03%. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. Затем закачивают 0,25%-ный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем - ацетатом хрома в количестве 0,035%. Объем закачки составляет 150 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 6 сут. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

В результате разработки нефтеотдача залежи увеличивается на 2 - 3%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Формула изобретения

1. Способ повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что закачивают водный раствор полимера со сшивателем, после выдержки в течение 1 - 6 суток закачивают дополнительно низкоконцентрированный водный раствор натрий-карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем, а затем после выдержки в течение 1 - 6 суток дополнительно закачивают рабочий агент.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем перед, или после закачки, или вместе с водным раствором полимера со сшивателем закачивают наполнитель.