Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами

 

Нагнетательные скважины размещены вдоль и вкрест простирания трещин. В качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, которую начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее с закачкой пара. Одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают следующий состав, мас. % : пенообразователь ДС-РАС - 0,5 - 10; кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0 - 6,0; жидкое стекло или метасиликат натрия 3,0 - 6,0; вода - остальное при соотношении жидкого стекла к бишофиту как (1 - 2) : 1. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам шахтной разработки месторождений с высоковязкой нефтью.

Известен способ шахтной разработки нефтяного месторождения, включающий прогрев продуктивного пласта теплоносителем (паром), закачиваемым в нагнетательные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и отбор нефти через сеть добывающих скважин.

Известен также способ шахтной разработки нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью, включающий прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала и добычу нефти через добывающие скважины [1] .

Известный способ позволяет предотвратить потери закачиваемого в пласт пара, проникающего в уже выработанные и не требующие прогрева верхние участки пласта, что не позволяет осуществлять равномерный всеохватывающий прогрев пласта, а также снижается эффективность разработки, так как нагнетательная галерея и скважины, пробуренные из нее, прекращают свое существование после закладки галереи.

Задача, решаемая данным изобретением, заключается в увеличении охвата пласта тепловым воздействием и повышении коэффициента нефтеизвлечения.

Решение поставленной задачи осуществляется тем, что в способе шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами, включающем прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала, и добычу нефти через добывающие скважины, нагнетательные скважины размещают вдоль и вкрест простирания трещин, в качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, причем регулирующую вязкоупругую систему начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее с закачкой пара, при этом одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают состав при следующем соотношении компонентов, % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-10, Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0 Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное На чертеже изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин.

Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает шахтные стволы - подъемный и вентиляционный (не показано), штреки 1, пройденные в надпластовом горизонте 2, наклонные выработки 3 и галерею 4, пройденную в продуктивном пласте 5. Бурят нагнетательные скважины 6 в продуктивный пласт 5 из штреков 1, а также добывающие скважины 7 из галереи 4. Нагнетательные скважины 6 располагают вертикально или крутонаклонно вдоль и вкрест простирания трещин 8. Добывающие скважины 7 располагают горизонтально или пологонаклонно вкрест простирания трещин.

Способ осуществляют следующим образом.

После предварительного прогрева пласта путем закачки пара через нагнетательные скважины 6, расположенные вдоль и вкрест простирания трещин, в период начала прорыва пара по трещинам в добывающие скважины 7, направленные в верхней интервал пласта, производят закачку в нагнетательные скважины регулирующей вязкоупругой системы до полного снижения их приемистости, создавая вязкоупругую оторочку, которая, равномерно проталкиваясь по пласту паром, способствует повышению охвата пласта теплом и более полному извлечению из него нефти. В качестве регулирующей вязкоупругой системы используют известную систему, образующую, например, путем смешивания равных частей 6-8% раствора кристаллогидрата хлорида магния или бишофита (MgCl₂) и 2,36-3,15% раствора едкого натрия (NaOH) с последующим вводом в смесь растворов 0,5-2,0% рафинированного алкиларилсульфоната, например ДС-РАС. Полученный раствор вспенивают сжатым воздухом, пропуская через аэратор, закачивают в нагнетательные скважины 6.

Однако под воздействием температуры пласта пена со временем гасится, ее закупоривающее действие прекращается и пар вновь продолжает прорываться в добывающие скважины, расположенные в наиболее проницаемых зонах.

Для ликвидации этих прорывов одновременно или после закачки в нагнетательные скважины 6 регулирующей вязкоупругой системы в верхний интервал пласта через парящие добывающие скважины 7, направленные в тот же интервал, осуществляют закачку изолирующего пенного состава до снижения приемистости скважин, что позволяет достичь долговременной и селективной изоляции выработанного и не требующего прогрева данного интервала пласта, давая возможность более эффективному перераспределению потоков нагнетаемого теплоносителя в непрогретые нижерасположенные интервалы пласта.

Механизм изолирующего действия состава заключается в химическом взаимодействии компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти горной породой, в частности кварцевым песком.

Закачку регулирующей вязкоупругой системы в нагнетательные скважины и изолирующей пенной системы в парящие добывающие скважины ведут после прогрева пласта до оптимальной технологической температуры 80-90^оС при прорыве пара в добывающие пологовосстающие скважины, направленные в верхние интервалы пласта, т. к. в этот период образуются высокопроницаемые зоны, через которые фильтруется пар, направляясь в добывающие скважины и горные выработки.

После закачки в добывающие скважины верхнего интервала пласта изолирующего вязкоупругого состава приступают к обработке следующего его интервала путем очередной закачки пара в нагнетательные скважины с последующим циклом закачки в них регулирующей вязкоупругой системы, а также изолирующего пенного состава в парящие добывающие скважины, направленные в данный интервал пласта, до снижения их приемистости.

Аналогичным образом производят обработку всех последующих интервалов пласта. После чего продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального.

Отбор нефти осуществляют на всем протяжении цикличной закачки регулирующего и изолирующего составов, а также пара через сеть добывающих скважин всех интервалов.

Пример осуществления способа рассмотрен для использования его на нефтешахтах Ярегского месторождения, разрабатываемого по термошахтной технологии.

Продуктивный нефтяной пласт залегает на глубине 200 м и представлен неоднородными кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов.

Термошахтный способ осуществляют путем вскрытия пласта двумя шахтными стволами (подземным и вентиляционным), проходки подготовительных и полевых штреков выше продуктивного пласта, уклонов, вскрывающих продуктивный пласт и галерей, пройденных в подошве пласта. Из полевых штреков бурят в пласт кусты нагнетательных скважин, а из галерей - горизонтальные и пологонаклонные добывающие скважины по пласту.

Осуществляют прогрев пласта паром до t = 80-90^оС и отбор нефти. После начала прорыва пара в добывающие скважины, направленные в обрабатываемый верхний интервал в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему в количестве 10% объема порогового пространства обрабатываемого интервала путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м3 6% -ного водного раствора кристаллогидрата хлорида магния - 0,5 т и 2,35% -ного водного раствора едкого натрия - 0,5 т с последующим вводом 1% весовых, т. е. 10 кг ДС-РАС. Приготовленный раствор прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной сети давлением до 0,6 МПа.

Одновременно или после закачки регулирующей вязкоупругой системы в добывающие скважины (при наличии прорывов в них пара) закачивают изолирующий пенный состав.

Данный состав образуют путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м³ 935 кг пресной воды, 30 кг (3 мас. % ) кристаллогидрата хлорида магния, 30 кг (3 мас. % ) жидкого стекла и 5 кг (0,5 мас. % ) ДС-РАС. Пpиготовленный пенообразующий состав также прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной магистральной сети давлением до 0,6 МПа.

Закачку изолирующего пенного состава ведут до полного снижения приемистости добывающих парящих скважин. Это обеспечивает полную изоляцию высокопроницаемых обработанных зон верхней части пласта и предотвращает прорывы пара в них при возобновлении закачки его в нагнетательные скважины в процессе поочередной обработки им следующих интервалов пласта. Отбор нефти ведут через все добывающие скважины.

При последовательном прорыве пара в добывающие скважины, направленные в средний и нижний обрабатываемые интервалы, производят повторяющиеся аналогичные операции по закачке в них регулирующего и изолирующего составов. После окончания работ по изоляции нижнего интервала пласта продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального, осуществляя отбор нефти через сеть всех добывающих скважин.

Преимущества данного способа с предлагаемым изолирующим пенным составом заключаются в увеличении охвата пласта тепловым воздействием, и повышении нефтеотдачи, а также в снижении удельного расхода пара и улучшении производственно-санитарной обстановки в шахте.

Результатами лабораторных исследований определены оптимальные соотношения ингредиентов изолирующего пенного состава, мас. % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-1,0 Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0 Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное, при соотношении жидкого стекла или метасиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофиту как (1-2): 1.

При этом исходили из предпочтительности химического взаимодействия компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти терригенной горной породы, в частности кварцевым песком.

При смешивании компонентов состава происходят следующие превращения: Образующийся асбест или магнезиальный цемент во вспененном состоянии изолирует наиболее проницаемые, отмытые от нефти фильтрационные каналы пласта, служащие путями прорыва чистого теплоносителя от нагнетательных к добывающим скважинам.

Изолирующий вспененный воздухом состав готовят путем растворения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита в пресной воде, ввода ДС-РАС и жидкого стекла или метасиликата натрия, перемешивания ингредиентов состава до образования гомогенного гелеобразного состава с последующим его вспениванием скоростной механической мешалкой или прокачкой через аэратор или эжектор с использованием компрессора.

Ниже приводим примеры конкретного приготовления состава. Примеры 1-15. К 95,5 г пресной воды прибавляют 3 г кристаллогидрата хлорида магния и перемешивают до его полного растворения на лабораторной мешалке, затем при перемешивании вводят 0,5 г ДС-РАС и 3 г жидкого стекла. Образуется гелеобразный однородный состав. Отбирают 50 см³ этого состава, помещают в медный стакан объемом 1000 см³ и вспенивают лопастной мешалкой миксера "Воронеж-2" с числом оборотов 9.103 мине-1 в течение 5 мин, причем 2 мин стакан фиксируют, а последующие 3 мин перемещают в вертикальном направлении для гомогенизации всего объема образовавшегося вспененного состава и подвергают испытаниям.

Кратность пены (К_п) определяют как отношение объема пены (V_п) к объему пенообразующего состава (V_с): K_п = (1) Стабильность пены (S) определяют после помещения ее в термостатируемый сосуд с мерным отростком и регистрации времени выделения 50% пенообразующего состава (τ₅₀). Затем рассчитывают скорость выделения состава (V_ср) и стабильность пены по формулам:
(2)
S= , (с/см³) (3)
Данные по этому и другим примерам приведены в таблице.

Вспененный воздухом изолирующий состав имеет значения кратности 6,4-18,0 и стабильности при 20^о С 152,4-1050,0 с/см². Такая стабильность состава позволяет от момента приготовления закачать его в скважину и доставить продавкой в отработанные интервалы пласта.

Снижение оптимальной концентрации компонентов состава резко снижает стабильность пены (пр. 13), равно как и увеличение этой концентрации (пр. 14). Рост соотношения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита по отношению к жидкому стеклу или метасиликату натрия более 2: 1 (пр. 12), или снижение такого соотношения менее 1: 1 (пр. 15) также способствует резкому снижению стабильности вспененного изолирующего состава.

Формула изобретения

СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НЕОДНОРОДНЫМИ ТРЕЩИНОВАТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, включающий прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала, и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещены вдоль и вкрест простирания трещин, в качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, причем регулирующую вязкоупругую систему начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее закачкой пара, при этом одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар, изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают состав при следующем соотношении компонентов, мас. % :
Пенообразователь ДС-РАС 0,5 - 1,0
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0 - 6,0
Жидкое стекло или метилсиликат натрия 3,0 - 6,0
Вода Остальное
при соотношении жидкого стекла или метилсиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофита 1 - 2 : 1.

РИСУНКИ

Рисунок 1