СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи неоднородных коллекторов нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ воздействия на залежь с целью увеличения нефтеотдачи путем закачки щелочно-полимерной смеси [1]
Основным недостатком данного способа является недостаточно полный охват пласта воздействием в случае неоднородности коллекторов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ изоляции притока вод в скважину (способ снижения обводненности скважин), включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,001-0,05 мас. а затем глинистой суспензии 1,02-1,08 г/см³ [2]
Недостатками известного технического решения являются: при взаимодействии водного раствора ПАА и глинистой суспензии на водной основе происходит быстрое высаждение глины вблизи забоя нагнетательной скважины, рост давления закачки; в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин, отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах.

Целью изобретения является повышение нефтедобычи за счет увеличения глубины обработки, величины фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых интервалах с сильноминерализованными пластовыми водами, повышение степени отмыва нефти из промытых зон.

Цель достигается дополнительным введением в водные раствора ПАА и глинистой суспензии едкого натра с концентрацией 0,05-0,1 мас. в равных долях, при этом закачку производят чередующимися циклами до снижения приемистости скважину на величину не более чем на 50%
Сопоставительный анализ данного технического решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного тем, что в водный раствор ПАА вводят едкий натр с концентрацией 0,05-0,1 мас. глинистую суспензию также приготавливают на 0,05-0,1%-ном водном растворе едкого натра, а закачку реагентов производят чередующимися циклами до снижения приемистости скважины на величину не более чем 50%
Для получения сравнительных данных по известному и новому техническим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.

С целью изучения процессов осаждения глины при взаимодействии с растворами ПАА в мерные цилиндры помещали растворы ПАА с щелочью и добавляли к ним глинистую суспензию на щелочи в соотношении 1:1. Результаты исследований представлены в табл. 1. Из табл.1 видно, что при смешении водного раствора ПАА с добавкой едкого натра 0,05-0,1 мас. и глинистой суспензии, приготовленной на 0,05-0,1%-ном водном растворе едкого натра (опыты N 2-3) происходит образование многообъемного осадка, причем глинистые частицы практически во всем объеме равномерно находятся во взвешенном состоянии. По сравнению с прототипом объем структурированной системы в предлагаемом техническом решении на 30,4-32,2% выше. В прототипе происходит неравномерное высаждение частиц глины, более плотный осадок образуется на дне цилиндра. Нахождение глины во взвешенном состоянии в предлагаемом техническом решении позволяет закачивать большие объемы растворов полимера и глинистой суспензии, увеличивая глубину обработки пласта.

Кроме того дальнейшее нагнетание воды позволяет очистить призабойную зону пласта от полимер-глинистой массы и продавить ее в глубину пласта. Тем самым приемистость скважины снижается незначительно. В то же время образовавшаяся масса препятствует ускоренному движению воды по уже промытым зонам в направлении к добывающим скважинам. На главных линиях тока фильтрационные сопротивления для воды резко повышаются, что вынуждает поток воды отклоняться в менее промытые зоны и увеличивать охват пласта заводнением.

Следующая серия экспериментов была посвящена изучению поведения систем (предлагаемого технического решения и прототипа) в сильно минерализованной пластовой воде Мишкинского месторождения (содержание солей до 300 г/л). С этой целью после смешения растворов ПАА и глинистой суспензии брали полученные гелеобразные осадки и заливали их пластовой водой Мишкинского месторождения в соотношении 1: 1, помещали в мерные цилиндры и выдерживали в течение двух недель, а затем замеряли объем осадков. Результаты исследований представлены в табл.2.

Как видно из табл.2, при взаимодействии с сильно минерализованной водой гелеобразный осадок, получаемый по известному техническому решению (прототипу), дает усадку на 46% По предлагаемому способу усадка получается всего от 0 до 10% что в свою очередь позволяет существенно увеличивать фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых интервалах с сильно минерализованными пластовыми водами по сравнению с прототипом.

После этого на фильтрационной установке УИПК-2, включающей две модели пласта различной проницаемости, соединенных параллельно, были проведены эксперименты по определению эффективности предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом. Результаты экспериментов приведены в табл.3.

Анализ данных, приведенных в табл.3 показывает, что предлагаемый способ позволяет увеличивать степень доотмыва нефти из уже промытых интервалов. Так коэффициент нефтевытеснения высокопроницаемого интервала увеличился на 6% тогда как по прототипу остался на прежнем уровне.

Такой новый эффект можно объяснить с одной стороны наличием щелочи в закачиваемой блокирующей системе, а также тем, что блокирующая система сохраняет подвижность в пласте и движется в нем как вязкая оторочка. Коэффициент нефтевытеснения низкопроницаемого интервала увеличился на 51% тогда как по прототипу всего на 43% Общий коэффициент нефтевытеснения по неоднородному пласту в целом по предлагаемому техническому решению оказался на 7% выше, чем по прототипу.

Из промысловой практики выявлено, что при проведении работ по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин химическими реагентами снижение приемистости последних более, чем на 50% приводит к заметному снижению темпов отбора жидкости из окружающих добывающих скважин. Вследствие этого часто возникают ситуации, когда потери в добыче нефти из-за снижения отборов жидкости не компенсируются дополнительной нефтью, полученной в результате снижения обводненности по объекту. В таких случаях после проведения работ по воздействию на неоднородные пласты увеличение коэффициента нефтеотдачи сопровождается снижением фактического объема добываемой нефти. В связи с изложенным приемистость нагнетательных скважин, проведенных на неоднородные объекты, во избежание уменьшения темпов отбора нефти снижать более, чем на 50% не следует.

Последовательную закачку растворов ПАА и глинистой суспензии осуществляют чередующимися циклами (оторочками) по 50-200 м³ каждый с целью увеличения количества зон смещения и соответственно объемов гелеобразной тампонирующей массы, образующейся в результате взаимодействия ПАА с глиной.

Суммарный объем закачиваемых систем подбирается исходя из конкретной геолого-технической ситуации на скважинах и требуемого радиуса обработки.

П р и м е р. Очаговая водонагнетательная скважина проведена на неоднородный пласт нефтяной залежи, интервалы перфорации 1747-1753 м, 1768-1781 м, проницаемость нижнего пропластка в 2,7 раза выше верхнего, приемистость скважины 890 м³/сут при давлении 5 МПа, 70% закачиваемой воды поглощается нижним интервалом перфорации, средняя обводненность окружающих добывающих скважин составляет 85% однако имеются скважины с обводненностью выше 96% Наблюдается неоднородность закачки как по толщине разреза, так и по простиранию.

С целью улучшения технологических показателей добычи нефти на участке залежи в нагнетательную скважину закачали 480 м³ щелочного раствора ПАА с концентрацией ПАА и едкого натра по 0,05 мас. и 480 м³ щелочного глинистого раствора с концентрацией глины 5 мас. и едкого натра 0,05 мас. Закачку осуществляли последовательными циклами по 120 м³ каждый (120 м³ раствора ПАА, затем 120 м³ глинистой суспензии, 120 м³ раствора ПАА и т.д.).

После обработки приемистость скважины составила 580 м³/сут при давлении закачки 5 МПа, что на 34,8% меньше, чем была до обработки.

В результате обработки по данным ГИС произошло перераспределение закачиваемой воды по толщине фильтра, нижний интервал перфорации стал принимать 49% закачиваемой воды. Обводненность скважин, имеющих высокий процент воды, снизилась на 5-10% Обводненность участка в целом снизилась на 3-4% На стандартных характеристиках вытеснения отмечается улучшение технологических показателей разработки участка. Дополнительная добыча нефти за эффективный период составила 12,5 тыс.т.

Использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет: за счет повышенной стойкости образующегося гелеобразного тампонирующего материала к размыву в блокируемых высокопроницаемых зонах достигать более длительного эффекта; увеличивать охват пластов воздействием как по толщине, так и по простиранию; за счет более полного охвата пластов воздействием и увеличения степени отмыва нефти из промытых зон увеличить коэффициент нефтеотдачи объекта.

Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами включает отбор нефти через добывающую скважину и последующую закачку водных растворов полиакриламида и водного раствора глинистой суспензии, содержащих едкий натр с концентрацией 0,05 0,1 мас. соответственно в равных долях при этом закачку растворов осуществляют оторочками в объеме 50-200 м³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более чем 50% Способ позволяет повысить нефтеотдачу за счет увеличения глубины обработки величины фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых интервалах с высокоминерализованными пластовыми водами, повысить степени отмыва нефти из промытых зон. 3 табл.

СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ путем последовательной закачки водного раствора полиакриламида и водного раствора глинистой суспензии через водонагнетательную скважину и отбора нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что водные растворы полиакриламида и глинистой суспензии дополнительно содержат едкий натр с концентрацией 0,05 - 0,1 мас. соответственно в равных долях, при этом закачку растворов осуществляют оторочками в объеме 50 200 м³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более 50%