close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY13894

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2010.12.30
(12)
(51) МПК (2009)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
E 21B 43/00
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ
(21) Номер заявки: a 20081036
(22) 2008.08.04
(43) 2010.04.30
(71) Заявитель: Республиканское унитарное предприятие "Производственное
объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Демяненко Николай Александрович; Пысенков Виктор Геннадьевич; Лымарь Игорь Владимирович; Чайка Валерий Павлович
(BY)
BY 13894 C1 2010.12.30
BY (11) 13894
(13) C1
(19)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть"
(BY)
(56) RU 2171368 C1, 2001.
SU 1693230 A1, 1991.
RU 2205944 C2, 2003.
RU 2213853 C2, 2003.
(57)
1. Способ исследования нефтяного пласта, включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, выявление фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, путем
закачки в нагнетательные скважины трассирующих агентов, закупорку фильтрационных
каналов потокоотклоняющими композициями и растворами химических реагентов, образующими изолирующий материал, и повторную закачку воды в нагнетательные скважины, при этом совместно с потокоотклоняющими композициями и растворами химических
реагентов вводят совместимый с ними трассирующий агент, отличный от используемого
для выявления фильтрационных каналов, осуществляют контроль состава добываемой
продукции из добывающих скважин, а по результатам контроля состава добываемой продукции и содержания в ней трассирующих агентов определяют направления движения в
пласте потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов, эффективность воздействия на пласт и стабильность изолирующего материала во времени.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с совместимым с ним трассирующим агентом закачивают в действующие нагнетательные скважины.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с совместимым с ним трассирующим агентом закачивают в действующие нагнетательные скважины и в простаивающие нагнетательные, добывающие
или контрольные скважины, находящиеся на пути расположения выявленных фильтрационных каналов.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с совместимым с ним трассирующим агентом закачивают в простаивающие нагнетательные, добывающие или контрольные скважины, находящиеся на
пути расположения выявленных фильтрационных каналов.
BY 13894 C1 2010.12.30
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля
фильтрационных потоков и эффективности работ по повышению нефтеотдачи пластов.
Известно, что основным способом разработки нефтяных залежей является вытеснение
нефти водой, закачиваемой через нагнетательные скважины, и добыча ее через добывающие скважины. В условиях неоднородных по геолого-физическим свойствам пластов к третьей-четвертой стадиям разработки залежей скважины обводняется. В соответствии со
способом увеличения охвата неоднородных пластов заводнением [1] для увеличения охвата
в эти скважины осуществляют закачку потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов (ПКиРХР), в результате увеличивается охват пласта вытеснением, снижается обводненность добывающих скважин, увеличивается коэффициент нефтеотдачи.
Недостатком данного способа является следующее. После проведения работ по закачке ПКиРХР отсутствует достоверная информация о направлении поступления ПКиРХР в
пласте, качестве изоляции, эффективности воздействия и времени разрушения сформированного гидроэкрана. Это в ряде случаев не позволяет оценить причины низкой эффективности работ.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ
разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором [2], включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема
и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти в добываемой продукции и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины
осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с
добывающими, затем проводят их закупорку ПКиРХР, образующих изолирующий материал (ИМ), и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки,
после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора
нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.
Недостатком данного способа является то, что после трассирования фильтрационных
потоков до закачки ПКиРХР в процессе разработки залежей изменяются объемы нагнетаемой в нагнетательные скважины воды, режимы работы добывающих скважин, фонд
скважин, и, как следствие, меняются направления и траектории путей, по которым движутся фильтрационные потоки и ПКиРХР. Кроме того, направление поступления
ПКиРХР может существенно отличаться от направления движения вытесняющего агента
(воды). Отмеченные факторы не позволяют объективно судить об эффективности воздействия на пласт.
Задачей, решаемой данным изобретением, является повышение достоверности оценки
эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов и качества применяемых потокоотклоняющих композиций и растворов химических реагентов.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе исследования нефтяного
пласта, включающем закачку воды через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, выявление фильтрационных каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, путем закачки в нагнетательные скважины
трассирующих агентов, закупорку фильтрационных каналов потокоотклоняющими композициями и растворами химических реагентов, образующими изолирующий материал, и
повторную закачку воды в нагнетательные скважины, при этом совместно с потокоотклоняющими композициями и растворами химических реагентов вводят совместимый с ними
трассирующий агент, отличный от используемого для выявления фильтрационных каналов, осуществляют контроль состава добываемой продукции из добывающих скважин, а
по результатам контроля состава добываемой продукции и содержания в ней трассирующих агентов определяют направления движения в пласте потокоотклоняющих компози2
BY 13894 C1 2010.12.30
ций и растворов химических реагентов, эффективность воздействия на пласт и стабильность изолирующего материала во времени.
При этом потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с совместимым с ним трассирующим агентом могут закачивать в действующие нагнетательные
скважины.
Кроме этого, потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с
совместимым с ним трассирующим агентом могут закачивать в действующие нагнетательные скважины и в простаивающие нагнетательные, добывающие, или контрольные
скважины, находящиеся на пути расположения выявленных фильтрационных каналов.
Помимо этого потокоотклоняющие композиции и растворы химических реагентов с
совместимым с ним трассирующим агентом могут закачивать в простаивающие нагнетательные, добывающие, или контрольные скважины, находящиеся на пути расположения
выявленных фильтрационных каналов.
Способ осуществляют следующим образом.
На месторождении выделяют участок залежи с обводненным фондом добывающих
скважин и наличием остаточных запасов нефти, нефтеотдачу которого нужно повысить.
Закачивают воду через нагнетательные скважины, отбирают продукцию через добывающие скважины, выявляют фильтрационные каналы, соединяющие нагнетательные скважины с добывающими путем прослеживания трассирующих агентов (ТА) (индикаторов),
закачанных в нагнетательные скважины.
Для уменьшения объема воды, поступающей от нагнетательных в работающие добывающие скважины (ограничения водопритока) на пути движения основных фильтрационных потоков устанавливают водонепроницаемые экраны из ИМ для изменения
направлений фильтрационных потоков. Для этого закачивают ИМ в нагнетательные скважины, увеличивая тем самым охват пласта вытеснением, а соответственно, и нефтеотдачу
пласта. Для этой цели применяют ПКиРХР, в качестве которых применяют осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные
растворы с регулируемым временем гелеобразования, реагенты, создающие ИМ путем
взаимодействия с пластовой водой и т.п.
Для определения направлений движения по пласту ПКиРХР, стабильности образующегося изоляционного материала во времени, качества изоляции фильтрационных каналов, эффективности технологий повышения нефтеотдачи в нагнетательные скважины
вместе с ПКиРХР вводят ТА, отличные от ранее закачанного ТА, используемого для выявления фильтрационных каналов. В качестве ТА применяют совместимые с ПКиРХР химические и радиоактивные индикаторы: флуоресцеин, нитрат аммония, карбамид,
роданид аммония и другие. Их совместимость определяется отсутствием взаимодействий
ТА с ПКиРХР, которые могут вызывать ухудшение тампонирующих свойств ПКиРХР,
изменения концентрации ТА при определении последней существующими методами.
Кроме того, применяемые ТА должны соответствовать всем требованиям, выдвигаемым к
ТА: стабильностью во времени, отсутствием взаимодействия и адсорбции на породе, с
пластовыми флюидами и т.д. При этом в одну обрабатываемую скважину закачивают
ПКиРХР с флуоресцеином, в другую - с карбамидом, в третью - с нитратом аммония, в
четвертую - с роданидом аммония и т.д. После закачки ПКиРХР с ТА в нагнетательные
скважины продолжают закачку воды в прежнем режиме.
Для усиления эффекта ПКиРХР с ТА закачивают и в простаивающие нагнетательные,
обводненные добывающие и контрольные скважины, находящиеся на пути фильтрационных потоков между работающими нагнетательными и добывающими скважинами.
В случае применения ПКиРХР с контактным механизмом осадкообразования ИМ при
их взаимодействии с пластовой водой, содержащей катионы поливалентных металлов, образовывается не растворимый в воде ИМ в объеме 5-80 % реакционной смеси. Таким образом, 20-95 % воды с ТА частично отфильтровываются к добывающим скважинам. На
3
BY 13894 C1 2010.12.30
устье добывающих скважин осуществляют контроль состава добываемой продукции, для
чего отбирают пробы добываемой продукции из добывающих скважин и доставляют в лабораторию. В этих пробах в соответствии с существующими методиками определяют
концентрации всех закачанных в обрабатываемые скважины ТА с ПКиРХР. В результате
анализа полученных значений концентрации ТА по известным схемам определяют
направления движения в пласте ПКиРХР, скорости движения фильтрационных потоков,
остаточную проницаемость и объемы каналов фильтрации [3]. Сопоставляя полученные
результаты с результатами ранее выполненных работ (по способу [2]), определяют эффективность воздействия на пласт ИМ.
В случае использования ПКиРХР, образующих гомогенный ИМ (гель), способ позволяет также по характеру выноса ТА определить стабильность ИМ во времени. Предположим, что вынос ТА в добывающих скважинах при выполнении работ по способу [2]
отмечен на 25 сутки (t1), а по предлагаемому - на 180 (t2). Располагая приведенными данными, можно рассчитать период стабильности закупорки ИМ каналов водопритока по
формуле: T = t2 - t1 = 180-25 = 155 сут. Значительный вынос ТА будет свидетельствовать о
существенном разрушении ИМ и о восстановлении первоначальных направлений фильтрационных потоков, а следовательно, о необходимости повторения работ (возможно, с
ПКиРХР, образующими более стабильный в данных геолого-термобарических условиях
ИМ).
При интерпретации полученных результатов анализируют и сравнивают следующие
показатели: количество систем фильтрационных потоков, скорость прихода и масса вынесенного ТА, эффективный объем трубок тока, раскрытость систем фильтрационных каналов, проницаемость трубок тока, дебит воды, поступающей по трубкам тока от
нагнетательных к добывающим скважинам без совершения работы по вытеснению нефти,
доля воды, поступающей по трубкам тока от общего объема воды, добываемой скважиной, коэффициент охвата пласта трубками тока и др.
Показатели рассчитываются по методике, описанной в [3].
Таким образом, заявленное изобретение, за счет повышения эффективности работ по
обработке пласта веществами, образующими изолирующий материал, а также достоверности оценки качества изолирующего материала, позволяет повысить уровень исследовательских работ по разработке нефтяных залежей и увеличению нефтеотдачи пластов.
Источники информации:
1. Патент РБ 87, МПК E 21B 43/20, 1994.
2. Патент РФ 2171368 C1, МПК E 21B 43/20, 2001.
3. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения
нефтегазоносных пластов. - M.: Недра, 1986.
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
4
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
84 Кб
Теги
by13894, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа