СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен способ заводнения нефтяных пластов, который включает закачку в пласт раствора полимера и поверхностноактивного вещества в виде оторочек в нагнетательную скважину [1] Недостатком этого способа является его кратковременный эффект, связанный с тем, что полимер в виде раствора быстро продвигается от нагнетательной скважины к добывающей и выходит из пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ заводнения нефтяного пласта с использованием закачки в пласт полимерно-гелевой системы содержащей воду и фрагментарный полиакриламидный гель [2]
Недостатком известного способа является высокая обводненность добываемой продукции и незначительное увеличение нефтеотдачи в неоднородных по проницаемости пластах.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Это достигается тем, что в известном способе заводнения нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину воды, фрагментарной полимерно-гелевой системы и извлечение нефти из добывающей скважины, через нагнетательную скважину в пласт закачивают полимерно-гелевую систему и глинистую суспензию с содержанием глины 1-30% после чего через ту же скважину в пласт закачивают оторочку раствору неионогенного поверхностно-активного вещества.

Сущность способа состоит в том, что в добывающие скважины пласта, разрабатываемого заводнением, в пласт через нагнетательную скважину закачивают полимерно-гелевую систему, содержащую фрагментарный (размер частиц 1-10 мм) сшитый полиакриламид и сразу за ним в пласт закачивают дисперсную систему (глинистую суспензию). Совместная закачка в пласт полимерно-гелевой и дисперсной системы позволяет произвести изоляцию высокопромытых зон пласта, причем как высокопроницаемых зон, так и низкопроницаемых обводненных зон пласта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Выбранный интервал концентраций глинистой суспензии 1-30 мас. подобран опытным путем. При концентрации глины менее 1% необходимо закачивать большие объемы суспензии, что приводит к чрезмерному возрастанию стоимости обработок скважин. При концентрации глины более 30% глинистая суспензия закупоривает ближайший к нагнетательной скважине объем пласта, в результате чего последующая закачка раствора ПАВ оказывается невозможной.

Полимерно-гелевую систему необходимо готовить на основе той же воды, что закачивается в пласт, или с большей минерализацией. Это связано с тем, что в результате контакта более минерализованной воды с гелевой системой происходит процесс сжатия гелевых частиц (синерезис), что резко снижает эффективность всего способа в целом.

После изоляции гидропроводных зон в пласт закачивается оторочка неионогенного поверхностно-активного вещества. Ввиду того, что гидропроводные зоны были предварительно изолированы, раствор ПАВ поступает в нефтенасыщенные участки пласта. Нефть вытесняется из порового объема более эффективно, чем при вытеснении водой за счет доотмыва части нефти. Раствор ПАВ в данном способе используется только в нефтенасыщенных зонах, что повышает коэффициент нефтеизвлечения.

Предлагаемый способ заводнения нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу: снизить обводненность добываемой продукции.

Пример. Предложенный способ был смоделирован в лабораторных условиях. Для этого была собрана модель процесса заводнения нефтяного пласта. Модель представляла собой металлическую трубку диаметром 22 мм и длиной 800 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 8 мкм
Модель пласта насыщали нефтью с вязкостью 8 мПа•с под вакуумом. На первом этапе модельного эксперимента проводили вытеснение нефти из пласта пресной водой. Вытеснение проводили до обводненности вытесняемой жидкости 100% При этом был достигнут коэффициент вытеснения нефти, равный 0,3. Далее в модель пласта закачивали 0,1 поровых объема полимерно-гелевой системы, содержащей 99,5% пресной воды и 0,5% порошка сшитого полиакриламида, потом закачивали 0,05 поровых объемов глинистой суспензии, содержащей 10% глинопорошка,и вслед за ней закачивали оторочку 0,05% ного раствора неонола-12 в количестве 0,3 поровых объема. Далее проводили нагнетание пресной воды до нового предельного значения коэффициента нефтевытеснения (нефтеотдачи). В результате применения предлагаемого способа новый коэффициент вытеснения нефти из пласта составил величину равную 0,82.

Таким образом использование предлагаемого способа для нефтедобычи позволяет увеличить нефтеотдачу пласта.

По аналогии были поставлены ряд опытов по вытеснению нефти из пласта с использованием других заявляемых параметров способа (минерализации воды, концентрации полимера), а также с использованием прототипа и двух аналогов. В качестве прототипа использован способ, заключающий закачку полимерно-гелевой системы и воды. В качестве первого аналога использован способ обычного заводнения. В качестве второго аналога использован способ с закачкой в пласт только глинистой суспензии и воды. Результаты представлены в таблице.

Как видно из приведенных данных, предлагаемый способ работоспособен при заявляемых параметрах и обеспечивает более высокий коэффициент нефтеизвлечения, чем прототип и аналоги.

Способ заводнения нефтяного пласта включает закачку в пласт через нагнетательную скважину полимер-гелевую систему, содержащую порошкообразный сшитый полиакриламид и минерализованную воду, водную глинистую систему с содержанием глины 1,0-30,0% и водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества с минерализацией воды, и отбор нефти через добывающую скважину. 1 табл.

Способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину полимергелевой системы, содержащей порошкообразный сшитый полиакриламид и минерализованную воду, и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что дополнительно через нагнетательную скважину после закачки полимергелевой системы в пласт последовательно закачивают водную глинистую систему с содержанием глины 1,0 30,0% и водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества с минерализацией воды, меньшей или равной минерализации воды в полимергелевой системе.