СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА Российский патент 1994 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта.

Известна закачка водных растворов полиакриламида (ПАА) для снижения водопроницаемости пористой среды. Действие этих растворов основано на аномалии вязкости при небольших градиентах сдвига, эффекте полиэлектролитного набухания и сорбции полимера в пористой среде [1].

Недостатком известного изобретения является то, что при развитом процессе кольматации теряется селективность действия растворов ПАА на уменьшение водопроницаемости при неизменной нефтепроницаемости. К тому жу в условиях сильно минерализованных вод резко снижается эффективность способа по снижению водопроницаемости пористых сред.

Известно использование фильтрующихся тампонирующих составов для изоляции пористых и трещиноватых сред [2].

Недостатком известного изобретения является невысока селективность воздействия на водо- и нефтенасыщенные интервалы пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляции, включающий последовательную закачку 0,2-0,5%-ного раствора полимера (полиакриламида) и изолирующего состава [3].

Недостатком данного изобретения является низкая селективность воздействия на водонефтенасыщенные интервалы пласта и малая глубина проникновения изолирующего состава.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет избирательности поступления изолирующего состава в водонасыщенные интервалы пласта при одновременном увеличении глубины обработки.

Достигается это тем, что в способе селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта перед изолирующим составом последовательно закачивают раствор полимера вязкостью, превышающей вязкость пластовой нефти, в объеме 0,1-0,2 м³ на 1 м работающей толщины пласта и пресную воду в объеме не менее объема раствора полимера, причем используется изолирующий состав с меньшей вязкостью, чем раствор полимера.

Сопоставительный анализ предлагаемого изобретения с известным показывает, что перед изолирующим составом последовательно закачивают раствор полимера вязкостью, превышающей вязкость пластовой нефти, в объеме 0,1-0,2 м³ на 1 м работающей толщины пласта и пресную воду в объеме не менее объема раствора полимера, причем используется любой изолирующий состав с меньшей вязкостью, чем раствор полимера.

При закачке вязкого полимерного раствора он поступает как в водонасыщенные, так и в нефтенасыщенные интервалы пласта. При последующей закачке определенной порции пресной воды в нефтенасыщенном интервале создается как бы гидрозатвор, а в водонасыщенном интервале приемистость сохраняется. Закачиваемый следом легкофильтрующийся тампонирующий состав попадает преимущественно в воднасыщенные интервалы, чем обеспечивается высокая селективность изоляции и большая глубина воздействия.

Были проведены лабораторные исследования на насыпных моделях пористых сред, представляющих собой трубки из нержавеющей стали диаметром 4 см и длиной 50 см. Модели пористых сред под вакуумом насыщались моделью нефти вязкостью 3 МПа или минерализованной водой плотностью 1160 кг/м³. Проницаемость нефтенасыщенных образцов составляла 0,37-0,42 мкм², водонасыщенных - 1,48-1,53 мкм³. Закачка реагентов осуществлялась насосом при постоянном расходе сразу в две модели - нефтенасыщенную и водонасыщенную, подключенные параллельно. По объему жидкости, отбираемой на выходах из моделей, определялся объем реагентов, поступающих в различные модели пористых сред. Для определения кратности снижения начальной проницаемости в моделях осуществляли обратную фильтрацию нефти или минерализованной воды (в зависимости от начальной насыщенности) при постоянном давлении до установления стабильного расхода. Удельный объем раствора полимера рассчитывался в зависимости от глубины проникновения в различные модели пористых сред. В экспериментах использовались отечественные полимеры полиакриламид (ПАА), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-500) и импортный полимер DKS, а также известные тампонирующие составы: АКОР-4 (10% ЭТС-32 + 1% кристаллогидрат хлорного железа + остальное вода), КС + HCl (крепитель М-2, разбавленный водой в соотношении 1:0,8+8% 5% -го раствора HCl), жидкое стекло + HCl (2,8% силиката натрия + 5% HCl + остальное вода) и ГС (0,6% ПАА + 0,25% ВХК + 0,25% гипосульфит Na + остальное вода).

Результаты экспериментов представлены в таблице.

Как видно из данных табл. 1, вязкость раствора полимера должна быть выше вязкость нефти (см. опыты 1 и 2). Обоснование граничных значений удельного объема раствора полимера иллюстрируется опытами 3-6. При недостаточном или избыточном объеме полимера происходит ухудшение начальной проницаемости нефтенасыщенных образцов в большей степени. Опыты 5, 7, 8 показывают, что объем прокачки пресной воды должен превышать объем закачки полимерного раствора. Вязкость используемого тампонирующего состава также оказывает значительное влияние на селективность способа, что подтверждается опытами 9 и 10. При превышении вязкости тампонирующего состава над вязкостью полимерного раствора эффективность способа снижается.

Градиент давления закачки изолирующего состава выбирается, исходя из проницаемости нефтенасыщенных интервалов, согласно ниже приведенным данным:
Изобретение осуществляется следующим образом.

В добывающей скважине проводится селективная изоляция обводненных интервалов. Вязкость пластовой нефти 3 мПа˙с, работающая толщина пласта по геофизически исследованиям 10 м. Режим работы скважины 0,5 т/сут нефти при 98% обводненности. Плотность пластовой воды 1,18 г/см³.

Для приготовления и закачки реагентов используется стандартная техника и оборудование (автоцистерны, насосные агрегаты, блок манифольдов). Готовится и закачивается 2 м³ раствора полиакриламида 0,35%-ной концентрации (вязкостью 10 мПа.с). Затем закачивается 2,5 м³ пресной воды для создания гидрозатвора в нефтенасыщенных интервалах. Следом закачивается 6 м³ состава АКОР-4 вязкостью 2 мПа с (10% этилсиликат-32 +1% кристаллогидрат хлорного железа + вода остальное). После продавки реагентов в пласт скважина оставляется на реагирование под давлением на 24 ч. Режим работы после обработки 14 т/сут нефти при 43% обводненности.

Использование изобретения позволяет повысить эффективность селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта за счет избирательности поступления изолирующего состава в водонасыщенные интервалы пласта при одновременном увеличении глубины обработки и давления прорыва блокады. Кроме того, эффективность способа увеличивается за счет уменьшения растекаемости изолирующих составов. Это позволяет увеличить длительность и качество изоляции притока воды, а также дебиты скважин по нефти при сокращении отборов воды.

Использование: нефтедобывающая промышленность, в частности способ селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта. Сущность изобретения: последовательно закачивают водный раствор полимера (ПАА, КМЦ - 500 или полимер ДКS), пресную воду и изолирующий состав. В качестве изолирующего состава используют составы АКОР - 4 или водный р - р крепителя М - 2 с HCI, или жидкое стекло +HCI + вода или ГС, включающий ПАА, БХК, гипосульфит Na и воду. Вязкость изолирующего состава выбирают меньше вязкости раствора полимера. Водный раствор полимера закачивают с вязкостью, превышающей вязкость пластовой нефти, и в объеме 0,1-0,2 м³ на 1 м работающей толщины пласта. Пресную воду закачивают в объеме не менее объма раствора полимера.

СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА, включающий последовательную закачку водного раствора полимера и изолирующего состава с вязкостью меньше вязкости раствора полимера, отличающийся тем, что перед закачкой изолирующего состава закачивают пресную воду, при этом водный раствор полимера закачивают с вязкостью, превышающей вязкость пластовой нефти, и в объеме 0,1 - 0,2 м³ на 1 м работающей толщины пласта, а пресную воду - в объеме не менее объема раствора полимера.