Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к добыче нефти из неоднородного пласта, с применением очаговых или законтурных заводнений. Изобретение обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения его охвата. Сущность изобретения: в качестве водного раствора полимера используют последовательно закачиваемые порции водонабухающих полимеров в пресной и минерализованной воде. Между ними закачивают буфер из пресной воды с щелочью. В каждой порции полимеры представлены, по крайней мере, двумя видами. Время набухания до максимального размера каждого последующего вида полимера больше времени набухания до максимального размера предыдущего вида полимера. 1 табл., 3 ил.
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: 2164594
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 99109550/03
Дата подачи заявки: 27.04.1999
Дата публикации: 27.03.2001
Заявитель(и): ОАО НПО "Буровая техника"; ЗАО ГЕОТЕХ
Автор(ы): Курочкин Б.М.; Щепкина Н.Е.; Нурмухаметов Р.С.; Галимов Р.Х.; Хисамов Р.С.; Сулейманов Э.И.; Кандаурова Г.Ф.; Хасанов Я.З.; Доброскок Б.Е.; Кубарева Н.Н.
Патентообладатель(и): ОАО НПО "Буровая техника"; ЗАО ГЕОТЕХ
Описание изобретения: Предлагаемый способ относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из неоднородного пласта с применением очаговых или законтурных заводнений.
Известен способ добычи нефти, опубликованный в патенте США N 3346047, 10.10.1967 г. Кл. 166-9, фирма Mobil Oil Corporation.
Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, по которому флюид закачивают через нагнетательную скважину в пласт, а добыча нефти осуществляется через эксплуатационную скважину, заключается в следующем.
Через нагнетательную скважину закачивают первую оторочку от 0,01 до 10% порового объема водного пресного раствора, содержащего ПАВ, который частично растворяется в воде и в значительной степени растворяется в нефти.
Закачивают вторую оторочку от 0,01 до 10% порового объема минерализованного водного раствора, содержащего более низкую концентрацию, чем в первом случае, ПАВ.
Концентрация ПАВ в первой оторочке, по крайней мере, равна концентрации насыщения того же ПАВ для второй оторочки. Далее закачивают через нагнетательную скважину третью оторочку (5% порового объема) рассола и вытесняют обе оторочки и нефть к эксплуатационной скважине.
Недостатком описанного способа является то, что он малоэффективен на площадях, находящихся на последней стадии разработки, так как между скважинами имеет место большое количество промытых, расширенных, разного диаметра каналов, через которые флюид с ПАВ будет проходить к эксплуатационной скважине, не охватывая по всей площади нефтяной пласт.
Ближайшим техническим решением, выбранным за прототип, является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, закачку через нагнетательную скважину в пласт многослойной оторочки из водного раствора полимера, воды и глинистой суспензии, последующую ее выдержку в скважине, продавку в пласт и отбор нефти (см. а.с. N 96101726/03, РФ, Кл. E 21 B 43/22, 1996 г.).
Однако в известном способе имеет место низкая нефтеотдача. Объясняется это тем, что при использовании этого способа при очаговом заводнении, когда чаще всего одна скважина является нагнетательной, а несколько близкорасполагающихся - эксплуатационными, вытеснение нефти по всей этой площади будет "языками", т. е. не будет площадного заводнения. Развитию "языков" будут способствовать промытые трассы движения флюидов от нагнетательной к каждой эксплуатационной скважине.
Трассирующие пути в песчаниках представляют собой каналы, пролегающие по участкам породы с высокой первоначальной проницаемостью. В трещиноватых породах происхождение их связано с направлением развитых трещин. Как правило, трассирующие пути по направлению к эксплуатационным скважинам развиваются неравномерно. Известно, что к отдельным скважинам поток нагнетаемой воды, меченной изотопами, подходит через сутки, к другим через несколько суток и даже месяцев. Вытеснение нефти из матрицы нефтяного пласта при очаговом заводнении возможно, если в каналах трассирующих путей при нагнетании вытесняющей нефть жидкости будет создано сопротивление ее движению, что обеспечит наибольшей ее части возможность проходить через нефтенасыщенную матрицу, увеличивая контур охвата продуктивного пласта и предупреждая или исключая быстрые прорывы нагнетаемого агента (воды, например) к отдельным эксплуатационным скважинам. При этом выравнивается фронт вытеснения, т.к. ликвидируются "языки" прорыва нагнетаемой воды (агента).
Трассирующие пути, как правило, создаются не только по кратчайшему расстоянию между нагнетательной и эксплуатационными скважинами, но и по более сложным путям, определяемым расположением линз, которые имели первоначальную проницаемость до начала очагового заводнения, а затем были промыты потоками флюидов.
Потоки многослойной оторочки, состоящей из воды, гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, способны только частично расширить площадь пласта, с которой вытесняется нефть; этот способ не обеспечивает создание необходимого сопротивления движения нефти.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения его охвата.
Поставленную задачу решают за счет того, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем заводнение, закачку через нагнетательную скважину в пласт многослойной оторочки из водного раствора полимера, воды и глинистой суспензии, последующую ее выдержку в скважине, продавку в пласт и отбор нефти, в качестве водного раствора полимера используют последовательно закачиваемые порции водонабухающих полимеров в пресной и минерализованной воде, между которыми закачивают буфер из пресной воды со щелочью, причем в каждой закачиваемой порции полимеры представлены, по крайней мере, двумя видами, при этом время набухания до максимального размера каждого последующего вида полимера больше времени набухания до максимального размера предыдущего вида полимера.
Сущность изобретения заключается в следующем. Одним из слоев закачиваемой оторочки являются водонабухающие полимеры (ВНП), имеющие разное время набухания до максимального размера.
После достижения максимального размера частицы ВНП не переходят в жидкость, оставаясь гелем в достигнутых пределах объема.
Предлагаемый способ воздействия на нефтеводонасыщенный пласт основан на повышении фильтрационного сопротивления в обводненной части площади очагового заводнения, в том числе по трассирующим путям движения нагнетаемой жидкости.
Способ позволяет избирательного повысить в них фильтрационное сопротивление, а это обеспечивает увеличение коэффициента охвата пласта заводнением и повышение конечной нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации.
Отличие от известного способа, у которого с увеличением проницаемости среды фильтрационное сопротивление уменьшается, когда контур оторочки отодвигается от нагнетательной скважины, у предлагаемого он увеличивается за счет того, что водонабухающий полимер многократно увеличивается во времени и многослойная оторочка имеет тенденцию перехода в одну, т.к. при движении оторочек флюид опережает водонабухающий полимер и расстояние между оторочками сокращается, тем более что это происходит при увеличении радиуса оторочек.
На фиг. 1 показана физическая разница в применении предлагаемого и известного способов.
Резкое отличие в гидравлическом сопротивлении фильтрации в капилляре диаметром 1 мм и длиной 50 см воды с ВНП и 0,5% водного раствора гидролизованного ПАА представлено на фиг. 2.
ВНП изготавливается по ТУ 6-02-00209912-59-96 под названием "Полимер акриламида АК-639 водопоглощающий". Он выпускается в виде нескольких марок, отличающихся по интенсивности водопоглощения-набухания.
В таблице приведены данные по изменению объема частиц весом 1 г двух марок ВНП в пресной и минерализованной воде.
На фиг. 3 приведены сравнительные данные по набуханию ВНП во времени. Как видно из фиг. 3, время набухания полимеров, закачанных в пресной воде, в несколько раз меньше по сравнению с набуханием их в минерализованной воде.
Ввод многослойной оторочкой в нагнетательную скважину начинается с закачки 1-го слоя из пресной воды, например с помощью агрегата ЦА-320. Вместе с водой откачивают ВНП, который в виде порошка вводится в нагнетательную линию ЦА-320. Вводят одновременно В-415 и В-820. Первый слой продавливают пресной водой с щелочью в пласт и делают выдержку с целью обеспечить близкое к максимальному набуханию В-820, у которого наименьшее время набухания для достижения максимального размера частиц полимера.
После выдержки в нагнетательную скважину также закачивают В-415 и В-820, но только затворенные на минерализованной воде. В минерализованной воде частицы ВНП набухают медленнее и несколько меньше по объему. Затем цикл может повторяться.
В зависимости от приемистости нагнетательной скважины, т.е. степени промытости трассирующих путей, выбирают количество слоев многослойной оторочки, чтобы давление прокачки многослойной оторочки превышало давление нагнетаемой воды через нагнетательную скважину до начала операции.
При нагнетании через нагнетательную скважину, расположенную на залежи, находящейся на поздней стадии эксплуатации, и, например, представленную трещиноватыми породами в продуктивном пласте, процесс движения флюидов можно представить в следующем виде.
Наибольшая часть ВНП первого слоя оторочки попала в наиболее крупные каналы трассирующих путей, меньшая их часть в матрицу нефтяного пласта. В крупных каналах ВНП во время выдержки имеет большее количество несущего агента, т. е. пресной воды, и больше набухает, чем частицы ВНП в мелких каналах, т.к. в них ограниченное количество воды.
При закачке второго слоя в ВНП уже после закачки буфера из пресной воды с щелочью и выдержки первого слоя начинается движение первого слоя по пласту, а затем и второго слоя.
В первом слое по мере удаления от скважины В-415 заполняет наиболее крупные каналы, закупоривая их входные отверстия. Закачиваемый в этом же слое В-820 проникает в более мелкие.
Таков же механизм проникновения В-415 и В-820 во втором слое, затворенных на минерализованной воде. Но частицы полимера расширяются с запозданием по сравнению с частицами в первом слое. Поэтому скорость их движения ускоряется по сравнению с движением полимерных частиц в первом слое.
В результате расширения контура у многослойной оторочки при движении по разветвленной системе каналов в трассирующих путях сокращается расстояние между первым и вторым слоями оторочек. Находящаяся под давлением между ними щелочная вода проникает в первую и вторую оторочку, вызывая ускорение набухания в них ВНП.
Преодолев слой щелочной воды, второй слой с ВНП может достигнуть первый слой, выравнивая контур, который увеличивается с расширением радиуса распространения оторочки.
Фронт продвижения ВНП в крупных каналах благодаря набухшим частицам полимера будет замедленным из-за растущего сопротивления их продвижению.
В мелких каналах - в нефтеносной матрице частицы ВНП не расширяются и имеют меньшее сопротивление передвижению, т.к. нефть становится смазкой при движении по каналу каждой частицы ВНП как поршня. При касании их в матрице с каналами, заполненными водой, частицы ВНП будут их закупоривать.
По мере продвижения от нагнетательной скважины малое количество ВНП в нефтяном пласте будет рассредотачиваться по фронту контура с увеличивающимся радиусом.
По матрице будет двигаться преимущественно нагнетаемая вода, которая продавливает многослойную оторочку к эксплуатационным скважинам.
Преимуществом заявляемого способа по сравнению с известным является создание оторочки, обеспечивающей больший охват нефтяного пласта, что значительно увеличивает нефтеотдачу с эксплуатируемой площади.
Формула изобретения: Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, закачку через нагнетательную скважину в пласт многослойной оторочки из водного раствора полимера, воды и глинистой суспензии, последующую ее выдержку в скважине, продавку в пласт и отбор нефти, отличающийся тем, что в качестве водного раствора полимера используют последовательно закачиваемые порции водонабухающих полимеров в пресной и минерализованной воде, между которыми закачивают буфер из пресной воды со щелочью, причем в каждой порции полимеры представлены, по крайней мере, двумя видами, при этом время набухания до максимального размера каждого последующего вида полимера больше времени набухания до максимального размера предыдущего вида полимера.