СПОСОБ ВЫРАБОТКИ ИЗ ПЕРЕХОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей.

Известен способ повышения продуктивности (1,2) путем обработки прискважинной зоны пласта (ПЗП) кислотами-соляной, глинокислотой.

Недостатком этого способа является то, что повторные обработки ПЗП растворами кислот, как правило, не дают значительного повышения продуктивности скважин. Кроме того, они требуют соблюдения особых правил безопасности при проведении работ и хранении кислот.

Известен способ разработки нефтяных залежей [3,4] поддержанием пластового давления заводнением.

Недостатком этого способа является то, что вследствие проявления таких факторов, как геологическая неоднородность и несоответствие вязкостей технической воды и нефти, доля извлекаемой пластовой воды постоянно повышается, а текущая нефтеотдача снижается.

Известен способ повышения нефтеотдачи продуктивных пластов [5] путем воздействия на ПЗП добывающей и нагнетательной скважин мицеллярными растворами.

Недостатком этого способа является дороговизна, многокомпонентность и технологическая сложность приготовления необходимого объема раствора. Стабильность мицеллярных растворов зависит от многих факторов. Основными из них являются содержание воды, поверхностно-активных веществ, тип солей, температура и т.д. Наибольшее значение эти факторы, особенно содержание солей, приобретают при вытеcнении остаточной нефти. Это означает, что нефти, расположенные в зоне водонефтяного контакта (ВНК) залежи, будут вытесняться с меньшей эффективностью. Мицеллярные растворы эффективны только в высокопроницаемых разностях коллекторов. Кроме того, при внедрении более вязкой жидкости в менее вязкую при определенных скоростях закачки поверхность раздела становится неустойчивой, что влечет за собой неполноту вытеснения нефти из пласта.

Известен способ системной обработки скважин нефтяного месторождения [6] включающий нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу флюидов через добывающие скважины и обработку пласта химреагентами, при котором перед нагнетанием рабочего агента и добычи флюидов обработку пласта химреагентами осуществляют в районе добывающей и нагнетательной скважин одновременно, причем обработку зон осуществляют переодически по мере снижения продуктивности скважин в объеме, обеспечивающем улучшение фильтрационных свойств пластов вокруг скважин.

Недостатком данного способа является узкая область применения, ограничиваемая высокой проницаемостью коллектора, наличием переходной зоны, а также многокомпонентность, низкая технологичность и дороговизна применяемых рабочих растворов.

Цель изобретения повышение коэффициента нефтевытеснения из переходных зон залежей.

Использование предлагаемого изобретения позволит повысить эффективность выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей, удешевить и упростить технологический процесс.

Способ, включающий воздействие химреагентами на прискважинные зоны пласта в добывающей и нагнетательной скважинах, при котором сначала осуществляют воздействие на прискважинную зону в добывающей скважине тяжелой смолой пиролиза газов, бензина и газойлей, выкипающей при температуре от 180^oС до 360^oС и с плотностью 1040-1080 кг/м³ в количестве 2 м³ смолы на 1 м эффективной толщины пласта, затем осуществляют воздействие на прискважинную зону в нагнетательной скважине водорастворимым порошкообразным негидролизованным полимером ДК-Дриллом или седипуром с концентрацией 0,1-0,25% в количестве 1 м³ на 1 м эффективной толщины пласта, причем воздействие ДК-Дриллом или седипуром начинают проводить при концентрации 0,25% а заканчивают при концентрации 0,1% и создают общий объем оторочки 20-30% от общего объема пласта.

Тяжелая смола пиролиза это фракция, вcкипающая в пределах температур от 180-190^oС до 350-360^oС, является продуктом пиролиза газов, бензина, газойлей. Состоит из конденсированных би, три тетрациклических ароматических углеводородов, содержит до 20% высокоароматизированных асфальтенов. Внешне представляет собой однородную текучую жидкость темно-зеленого цвета при средней плотности 1040-1080 кг/м³. Реагент имеет низкую температуру замерзания до 40^oС. Является отходом нефтехимической промышленности и используется в основном как сырье для производства сажи.

Экспериментальными работами доказано, что при фильтрации рабочего агента через керны с различной проницаемостью давление продавки постоянно увеличивается (1 ил. 1 табл.). Этот факт также говорит о том, что при фильтрации смолы через водонасыщенные керны, вследствие фобизации и эмульсеобразования, возникают дополнительные сопротивления, препятствующие ее продвижению вглубь пласта. После обработки водонасыщенных кернов тяжелой смолой проницаемость их резко уменьшается на порядок и более. Это свидетельствует об изменении молекулярной природы внутрипоровой поверхности породы, т.е. об интенсивной ее фобизации. Причем, в высокопроницаемых разностях темп нарастания давления ниже, чем в низкопроницаемых, что также свидетельствует в пользу предлагаемого способа. Эксперименты проводились в условиях, приближенных к пластовым, поэтому их результаты позволяют говорить о том, что в реальном пласте, расположенном в переходной зоне залежи, движение реагента будет идти по следующей схеме. Вначале будет заполняться высокопористая часть пласта, а затем, из-за возникающих гидравлических сопротивлений, средне и низкопористые зоны. Такое заполнение порового пространства прискважинной зоны добывающей скважины приведет к выравниванию профиля приемистости пласта и более полному охвату пласта воздействием, а значит и к повышению текущей продуктивности скважин и нефтеотдачи за счет фобизации внутрипоровой поверхности коллекторов и увеличения фазовой проницаемости по нефти.

В качестве реагента для воздействия на ПЗП нагнетательных скважин использовали водорастворимые полимеры ДК-Дрилл и седипур. Это порошкообразные вещества производства ФРГ. Они относятся к разряду негидролизованных полиакриламидов (ПАА). В общем виде строение этих полимеров выражается формулой:

В отличие от свойств отечественных полиакриламидов они хорошо растворяются в воде, глицерине, спирте. При температуре свыше 100^oС разлагаются с выделением азота. Кроме того преимуществом является высокое содержание основного вещества в реагенте (до 98%).

Как правило, полимерные растворы при фильтрации через пористые среды, за счет проявляющихся адсорбционных эффектов, уменьшают проницаемость пород. При этом различают несколько видов течения полимерных растворов через пористые среды. Наиболее близким к предлагаемому решению является дилатантное течение, т.е. когда сопротивление среды растет с ростом скорости фильтрации. При этом виде течения проявляются факторы, благоприятствующие более полному вытеснению нефти.

Лабораторные исследования подтвердили высокую эффективность применения предлагаемых реагентов для вытеснения нефти в нагнетательных скважинах. Кинетика изменения давления фильтрации полимерного раствора различной вязкости и концентрации свидетельствует о том, что оптимальными концентрациями полимера для вытеснения нефти являются содержание вещества в рабочем растворе в пределах 0,1-0,25% в зависимости от проницаемости кернов (2,3 табл.).

Лабораторные исследования по определению свойств полимеров до и после контакта с глинистым материалом цементирующего вещества пород свидетельствуют о том, что адсорбционная активность отечественных ПАА и предлагаемых полимеров примерно одинакова, но вязкость первых значительно ниже (4 табл.). Это говорит о том, что при прочих равных условиях более полного вытеснения нефти и пластовой воды из парового пространства коллекторов можно добиться, используя предлагаемые растворы. Кроме того выяснилось, что после контакта с глинистыми частицами вязкость отечественных ПАА выше по сравнению с предлагаемыми полимерами. Это также говорит в пользу предлагаемых реагентов, т. к. на практике позволит увеличить периоды между добавлениями полимеров в раствор.

В связи с тем, что полимеры обладают адсорбционными и флокулирующими свойствами в процессе продвижения оторочки вглубь пласта будет происходить уменьшение концентрации полимеров в ней. Это явление приводит, как правило, к снижению эффективности процесса заводнения. Поэтому предлагается в передовой части оторочки концентрацию полимеров доводить до 0,25% а в тыловой 0,1% Общий объем оторочки должен составлять 20-30% от общего объема прискважинной зоны пласта. Практически на одну операцию потребуется 10-20 кг порошкообразного полимера.

Результаты лабораторных исследований по определению коэффициента нефтевытеснения с применением предлагаемых химреагентов говорят о высокой степени вытеснения (5 табл.).

Технология работ заключается в следующем.

Сначала производят обработку прискважинной зоны пласта добывающих скважин при существующей системе заводнения. В пласт закачивают реагент-тяжелую смолу пиролиза из расчета 2 м³ на 1 м эффективной толщины. При наличии промытых зон вначале следует изолировать промытый участок пласта: первоначально производить закачку 9-13% водного раствора хлорида кальция, а затем смесь кремнийорганической жидкости с порошкообразной синтетической виноградной кислотой в объемном отношении к раствору хлорида кальция 1:1. После этого проводят закачку в ПЗП тяжелой смолы пиролиза. Через 24 часа начинают закачку первой пачки полимерного реагента из расчета 1 м³ на 1 м эффективной толщины пласта в нагнетательную скважину, например, при внутриконтурном заводнении пяти-, семи-и девятиточечном размещении скважин. Повышение эффективности выработки запасов, увеличение дебитов добывающих скважин происходит по двум основным причинам. При закачке реагента в прискважинную зону пласта добывающих скважин происходит фобизация внутрипоровой поверхности коллекторов, за счет чего увеличивается фазовая проницаемость по нефти, а следовательно, и дебит скважин. А при закачивании реагента в нагнетательные скважины, благодаря свойству реагента образовывать с водой эмульсии, происходит выравнивание профилей приемистости при наличии неоднородных коллекторов. За счет этого осуществляется более полное вытеснение нефти из коллекторов с пониженными фильтрационными свойствами.

Для контроля за технологическим процессом необходимо проводить исследования по изменению профиля приемистости нагнетательных скважин и изменению содержания воды в продукции добывающих скважин. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6

С целью повышения коэффициента нефтевытеснения из переходных зон залежей, сначала осуществляют воздействие на прискважинную зону в добывающей скважине тяжелой смолой пиролиза газов, бензина и газолей, выкипающей при температуре от 180 до 360^oС и с плотностью 1040-1080 кг/м³ в количестве 2 м³ смолы на 1 м эффективной толщины пласта, затем осуществляют воздействие на прискважинную зону в нагнетательной скважине водорастворимым порошкообразным негидролизованным полимером Дк-Дриллом или седипуром с концентрацией 0,1- 0,25% в количестве 1 м³ на 1 м эффективной толщи пласта, причем воздействие ДК-Дриллом или седипуром проводить при концентрации 0,25%, а заканчивают при концентрации 0,1%, и создают общий объем оторочки 20-30% от общего объема пласта. 1 з.п.ф-лы, 5 табл.

Способ выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей, включающий воздействие химреагентами на прискважинные зоны пласта в добывающей и нагнетательной скважинах, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента нефтевытеснения из переходных зон залежей, сначала осуществляют воздействие на прискважинную зону в добывающей скважине тяжелой смолой пиролиза газов, бензина и газойлей, выкипающей при 180 360°С, и с плотностью 1040-1080 кг/м³ в количестве 2 м³ смолы на 1 м эффективной толщины пласта, затем осуществляют воздействие на прискважинную зону в нагнетательной скважине водорастворимым порошкообразным негидролизованным полимером ДК-Дриллом или седипуром с концентрацией 0,1-0,25% в количестве 1 м³ на 1 м эффективной толщи пласта, причем воздействие ДК-Дриллом или седипуром начинают проводить при концентрации 0,25% а заканчивают при концентрации 0,1% и создают общий объем с оторочки 20-30% от общего объема пласта.