Патент на изобретение №2279540

(54) СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом изобретения является увеличение охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличение приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1 – 0,5, сшиватель – ацетат хрома 0,01 – 0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций – водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0 – 5,0, хлористый кальций 1,5 – 3,5, вода – остальное. 2 табл.

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 со сшивателем и суспензию дисперсных систем (Патент РФ № 1731942, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1992 г.). Известный способ имеет низкую эффективность вследствие малой устойчивости сшитой полимерной системы за счет синерезиса.

Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (Патент РФ №2169258, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды. Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон пласта.

Наиболее близким к заявленному по технической сущности и достигаемому эффекту (прототипом) является способ разработки неоднородной залежи углеводородов (Пат. РФ № 2167280, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора и последующее нагнетание вытесняющего агента. Известный способ малоэффективен при разработке месторождений с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами.

Задачей данного изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, имеющих преимущественно глинистый тип цемента, высокое содержание глинистых минералов (аргиллиты, алевролиты), низкую проницаемость, большую удельную поверхность и гидрофильный характер смачивания. К таким коллекторам относятся юрские пласты.

Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири разработан и предложен способ комплексного воздействия на нефтяную залежь. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта, увеличения приемистости нагнетательных скважин, ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи и, как следствие, увеличение нефтеотдачи пласта.

В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель – ацетат хрома 0,01-0,05, вода – остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций – водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода – остальное.

Используют массовые проценты.

В качестве неионогенного ПАВ используют оксиэтилированные алкилфенолы марки неонол, например АФ9-12, ОП-10 по ТУ 2483-077-05766801-98, или продукты, содержащие их, например марок СНО-ЗБ, СНО-4Д и др. В качестве гелеобразующей композиции используют сшитую полимерную систему (СПС): полиакриламид марки ДП-9-8177 и сшиватель ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве минерализованной воды для растворения НПАВ используют соль – кальций хлористый по ГОСТ 450-77.

В способе используется способность системы соль кальция – вода – НПАВ непосредственно в пласте генерировать сшитую полимерную систему. В пласт закачивают одновременно минерализованный раствор НПАВ, уменьшающий набухание глинистого цемента коллектора и увеличивающий приемистость призабойной зоны пласта, и гелеобразующую композицию-раствор полиакриламида и сшивателя. За счет тепловой энергии пласта происходит сшивка макромолекул полимера. Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. Затем закачивают минерализованный раствор НПАВ, закачивают в пласт воду системы ППД в объеме 10-15 м³ и останавливают скважину на 6-12 часов на реагирование. После этого скважину переводят на заводнение системы ППД.

Способ позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями эффективно перераспределять фильтрапионные потоки пластовых флюидов и вовлечь в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением.

Реализация данного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

В отличие от известных способов воздействия на залежь указанные гелеобразующая и нефтевытесняющая композиции в данном способе обладают взаимодополняющими составом с физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций. Новый способ эффективен для повышения нефтеотдачи низкопроницаемых, неоднородных залежей как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Композиция способна снижать фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора), деструктировать межфазовые слои на границе нефть-порода-вода.

Таким образом, заявляемый способ позволяет добиться нового неожиданного результата, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа – прототипа проводят в лабораторных условиях по следующим показателям: степени снижения набухаемости глинистых частиц песчаника, остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтевытеснения.

Песчаники нефтеносных отложений в своем составе содержат глинистую фракцию. Для юрских отложений, в частности, Коттынского нефтяного месторождения, содержание глин значительное и составляет более 10%. Движущаяся через такой глинистый песчаник нефтевытесняющая опресненная вода вызывает набухание глинистых частиц, а также их разрушение (кольматаж и суффозию), что может привести к закупорке наиболее суженных поровых водопроводящих каналов пласта и тем самым снизить приемистость нагнетательных скважин, что в свою очередь может привести к снижению темпов разработки залежи. Эффективность работ при добычи нефти на поздней стадии разработки в значительной степени зависит от использования растворов, которые не способствуют набуханию глинистых материалов в породе.

На основании теоретических соображений были проведены эксперименты по подбору растворов реагентов, не вызывающих сильного набухания глинистых частиц.

Полученная путем отмучивания из песчаников глина, а также глина из пропластков растиралась в ступке и просеивалась через сито 0,1 мм. Навеска такой глины помещалась в аппарат для определения объемного изменения глины при фильтрации жидкостей.

Утрамбованный глинистый порошок под действием капиллярных сил впитывает в себя воду (раствор различного содержания солей), подаваемую на дно стаканчика и поступающую через пористое донышко прибора. Под действием воды глина увеличивает свой объем, что регистрируется стрелкой индикатора. Коэффициент набухания (К) определяют из отношения объемов набухших частиц глинистой породы (Vн¹) к начальному объему глинистых частиц (Vo¹)

или

где V¹ – объем воды, израсходованный при набухании пробы на увеличение объема частиц глины.

Результаты экспериментов представлены в табл.1.

Таблица 1
Глина	% набухания
	раствор хлорида кальция (3,5%)	вода
		=1,0 г/см3	=1,006 г/см3	=1,02 г/см3
Опыт №1	7	247	128	75
Опыт №2	5	241	135	79
Опыт №3	–	249	249	68
– удельный вес воды.

Полученные величины набухания образцов пластовой глины Коттынского месторождения показывают, что при контакте с минерализованной водой (раствор CaCl₂) она остается в относительно стабильном состоянии и в меньшей степени подвергается набуханию, по сравнению с пресной и слабоминерализованной водой.

Таким образом, чтобы уменьшить снижение приемистости нагнетательных скважин в способе предложено закачивать минерализованные растворы НПАВ.

Важнейший параметр, определяющий способность реагентов к водоизолирующему действию – остаточный фактор сопротивления (R_ост) определяют по изменению проницаемости при фильтрации закачиваемых реагентов через нефтенасыщенную модель пласта, представленную дезинтегрированным песчаником Коттынского месторождения. По величине R_ост судят о водоизолирующих свойствах образующихся систем: чем больше R_ост, тем выше изолирующие свойства ее и, следовательно, эффективнее способ разработки.

В табл.2 приведены результаты фильтрационных исследований при закачке НПАВ на растворе хлористого кальция, водных растворов ПАА с ацетатом хрома, НПАВ на растворе хлористого кальция. Затем закачивают вытесняющий агент (воду).

Результаты фильтрационных опытов показывают, что остаточный фактор сопротивления, коэффициент нефтевытеснения и прирост коэффициента нефтевытеснения у предлагаемого способа выше, чем у прототипа (опыт 1-4, табл.2).

Пример конкретного выполнения.

Нефтяную залежь разрабатывают по следующим характеристикам: глубина залегания 2500 м, толщина пласта 3-5 м, пластовое давление 23,0 МПа, температура 80°С. пористость 17%, проницаемость 0,0065-0,0968 мкм², плотность нефти в поверхностных условиях 0,850 г/см³, вязкость нефти 9,2 мПа·с.

В промысловых условиях технологический процесс осуществляется следующим образом.

В одну емкость (25 м³) набирается расчетное количество сеноманской воды и при постоянном перемешивании подается расчетное количество хлористого кальция и НПАВ. В другой емкости (25 м³) готовится раствор полимера и сшивателя. Оба раствора одновременно параллельными потоками закачивают при помощи двух агрегатов ЦА-320 в нагнетательную скважину. В процессе закачки происходит полное смешение жидкостей с образованием гелеобразующего состава, который продавливается в пласт следующей порцией раствора НПАВ на хлористом кальции и закачиваемой водой (10-15 м³). Затем скважину останавливают на 6-12 часов, после чего пускают на заводнение системы ППД. Оптимальный объем закачки выбирается в зависимости от толщины пласта, удаления промытых зон и определяется по общепринятым методикам, исходя из фильтрационно-емкостных и геологических особенностей пласта.

Предлагаемый способ позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет малой набухаемости глинистых частичек коллектора, создания объемных водоизолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами: комбинированное воздействие на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями, эффективное перераспределение фильтрационных потоков пластовых флюидов, вовлечения в разработку пропластков, ранее не охваченных заводнением; снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебит нефти.

Формула изобретения

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды, отличающийся тем, что используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %:

а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, – водный раствор состава, %: