Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ ПЛАСТАМИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ ПЛАСТАМИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НЕОДНОРОДНЫМИ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ГЛИНОСОДЕРЖАЩИМИ ПЛАСТАМИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтеперерабатывающей промышленности при разработке нефтяных месторождений. Пропластки разделяют на высокопроницаемые и низкопроницаемые, затем закачивают стабилизирующий раствор полимерного вещества линейно - циклической структуры в воде с минерализацией 5,0 - 350 г/л. Концентрация полимера прямо пропорциональна коэффициенту глинистости и выбирается на основании данных модельных эксперементов и конкретных свойств естественного глиносодержащего коллектора. Объем закачки раствора определяется по формуле, приведенной в описании. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2060372
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 5057912/03
Дата подачи заявки: 06.08.1992
Дата публикации: 20.05.1996
Заявитель(и): Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Автор(ы): Хавкин А.Я.; Забродин П.И.; Чернышев Г.И.; Трофимов А.С.; Балакин В.В.; Табакаева Л.С.; Руженцева Т.Н.; Вихлянцева Н.Б.
Патентообладатель(и): Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий обработку глинистых включений с последующим отбором продукции через добывающие скважины [1]
Недостаток известного способа низкая эффективность ввиду невысокой равномерности фронта заводнения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину [2]
Недостаток известного способа невысокая нефтеотдача, обусловленная невозможностью проведения регулируемого ионообменного процесса с комплексами глин в низкопроницаемых пропластках и низкопроницаемых зонах пласта, в результате чего значительная часть пласта остается неохваченной воздействием, а большая часть реагента расходуется вхолостую в высокопроницаемых пропластках.
Цель изобретения повышение эффективности и разработки за счет увеличения уровней отбора нефти.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающем нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины, закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и последующим отбором продукции через добывающую скважину, перед регулировкой набухания глины выделяют пропластки по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые. Затем осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента, в качестве которого используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5-350 г/л, а объем закачки раствора определяют по формуле:
V R2-rhim м3 где hi толщина i-го пропластка, м;
mi пористость i-го пропластка, доли единицы;
R радиус обработанной зоны, м;
r радиус скважины, м;
N число низкопроницаемых пропластков.
Концентрация раствора реагента регулирующего находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков Кгл:
C Kгл ˙ b/a где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;
b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,
Значение а подбирается в диапазоне 0,001-0,009% соответствующие величине пластовой глинистости. Затем проводится лабораторный эксперимент с выбранным значением а с данным конкретным видом глины и поровой структурой, максимально приближенной к естественной. В результате обработки экспериментальных данных (при возможном привлечении экономических оценок) получают конкретное значение b (ее возможный диапазон 10-6-10-1 обусловлен отличием эффективности различных реагентов, конкретного значения параметра а, сортов глин и т. п.).
Коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:
Kгл Кглэфф ˙σ/σo,
σ F(ZjEj) Кл/м2 где Кглэфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;
F число Фарадея, Кл;
Zj валентность обменного иона;
Ej обменная емкость, 1/кг;
σ поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, Кл/м2;
σo- табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м2;
м число видов ионов.
При этом σo в зависимости от сорта глины, принимает значения, данные в табл. 1.
В качестве полимерного вещества применяют высокомолекулярные полиэлектролиты катионогенного типа.
Существенными признаками изобретения являются:
нагнетание воды через нагнетательную скважину;
изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;
отбор продукции через добывающую скважину;
выделение пропластков по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые;
осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента;
в качестве рабочего агента используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5,0-350 г/л;
объем закачки раствора реагента в пласт определяют по формуле:
V R2-rhimi, м3 где hi толщина i-го пропластка, м;
mi пористость i-го пропластка, доли единицы;
R радиус обрабатываемой зоны, м;
r радиус скважины, м;
N число низкопроницаемых пропластков;
концентрация реагента регулирующего раствора находится в прямо пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости обрабатываемых пропластков Кгл.
С Кгл ˙ b/a, где а коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;
b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,
коэффициенты глинистости подсчитываются по формуле:
Кгл Кглэфф ˙σ/σo,
σ F(ZjEj) /So Кл/м2 где σ поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава;
Кглэфф эффективная глинистость обрабатываемых пропластков;
F число Фарадея, Кл (96500);
Zj валентность обменного иона;
Еj обменная емкость, 1/кг;
Sо удельная поверхность глины, м2/кг;
σo табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глин, Кл/м2;
м число видов ионов.
П р и м е р 1. Выбрана добывающая скважина с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и глубиной 2830 м с пластом, содержащим пять пропластков (табл.2).
Минерализация пластовых вод составляет 35 г/л, глина монтмоpиллонит, плотность скважинной жидкости 0,95 г/мл.
Как следует из данных табл.2, наибольшим процентным приростом начальной проницаемости характеризуется переход с четвертого к третьему пропластку. Таким образом, в высокопроницаемую группу включают 1-3 пропластки, а в низкопроницаемую группу включают 4-5 пропластки.
Объем закачки в этом случае из расчета на радиус обработки R 1,5 м составляет:
V π (1,52 м2 0,0732 м2) ˙
˙ (2 м ˙ 0,18 + 3 м ˙ 0,17) 6,13 м3
Добавка к вышеобозначенному объему на заполнение внутриколонного пространства до высоты третьего пропластка, составляет Vдоб 0,17 м3. Таким образом, полный объем закачки
VΣ= V + Vдоб 6,3 м3.
Осредненное глиносодержание четвертого и пятого пропластков равно:
Kэфглф= Rrihhi= (0,622+0,793)/(2+3) 0,072
В качестве высокомолекулярного полиэлектролита катионогенного типа с линейно-циклической структурой используется реагент ВПК-402 (ТУ 6-05-2009-86), имеющий молекулярную массу 161,7.
Для монтмориллонита с удельной поверхностью 7,60˙105 м2/кг, имеющего обменную емкость
ЕСа2+= 89 ˙10-5; ЕMg2+= 9,93 ˙10-5;
ЕNa+ 1,4˙ 10-5,
σ= 0,4048 Кл/м2.
Коэффициент глинистости, рассчитанный в данном случае с использованием значения σo из табл.1 для 4 и 5 пропластов равен:
kгл= 0,0782
Проведенный в насыпной модели (пористость 0,26) с глинистостью монтмориллонита 9,1% лабораторный эксперимент выявил наиболее эффективное значение концентрации реагента ВПК-402 при минерализации 10 кг/м3, равное 0,001% Такое образом, значение параметров: а 0,091, b 0,001% следовательно концентрация реагента в растворе:
C 0,001% 0,00086% а минерализация закачиваемого раствора доводится до 10 г/л.
При безостановочном нагнетании сеноманской воды в нагнетательные скважины производят закачку минерализованного раствора реагента ВПК-402 в выбранные для обработки интервалы перфорации добывающей скважины.
Формула изобретения: Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами, включающий нагнетание воды через нагнетательную скважину, изменение проницаемости регулированием набухания глины закачкой в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента и отбором продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед регулировкой набухания глины выделяют пропластки по начальным проницаемостям на высокопроницаемые и низкопроницаемые, затем осуществляют регулирование набухания глины в низкопроницаемых пропластках путем закачки в призабойную зону добывающей скважины рабочего агента, в качестве которого используют раствор полимерного вещества линейно-циклической структуры в воде с минерализацией 5,0 350 г/л, а объем V закачки раствора определяют по формуле

где hi толщина i-го пропластка, м;
mi пористость i-го пропластка, доли ед.
R радиус обрабатываемой зоны, м;
r радиус скважины, м;
N число низкопроницаемых пропластков,
а концентрация C реагента регулирующего раствора находится в пропорциональной зависимости от коэффициента глинистости Kгл обрабатываемых пропластков
C Kгл b/a,
где a коэффициент глинистости, определяющийся экспериментально;
b эффективная концентрация, определяющаяся экспериментально,
причем коэффициент глинистости рассчитывается по формуле


где σ поверхностная плотность заряда данного сорта глины, зависящая от их конкретного состава, К/м2;
Kэфглф эффективная глинистость низкопроницаемых пропластков, (доли ед.);
F число Фарадея, К;
Lj валентность обменного иона;
Ej обменная емкость, 1/кг;
σo табличное значение поверхностной плотности заряда данного сорта глины, К/м2,
M число видов ионов;
Sо удельная поверхность глины, м2/кг.