СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта гелеобразующими составами.

Для регулирования разработки нефтяных месторождений путем изменения профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличения охвата пластов заводнением с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используют гелеобразующие составы.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину, включающий закачивание гидролизованного полиакриламида и трехводного алюмината калия (пат. РФ N 1828491). Данный состав недостаточно эффективен из-за слабого структурообразования полимерной системы.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (пат. РФ N 1633875) с использованием водного раствора соли алюминия, циклически закачиваемого в нагнетательную скважину. Способ недостаточно эффективен в пластах с малым содержанием карбонатов.

Кроме того, трудоемок и сложен процесс приготовления состава в известном способе, требует точного регулирования дозировки соли алюминия в процессе нагнетания в скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи и алюмосодержащего реагента - хлористого алюминия, и отбор нефти через добывающую скважину (пат. РФ N 2103491, 1998).

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за ограниченной фильтруемости состава в пористую среду.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи, алюмосодержащего реагента, в качестве последнего используют гидроксохлористый алюминий с добавкой 0,5 мас. % ингибитора коррозии. Причем полимер, щелочь, гидроксохлористый алюминий используют в соотношении 1: 100: 100.

В гелеобразовании участвуют макромолекулы полимера, щелочноземельные ионы минерализованной пластовой воды, молекулы гидроксида натрия, гидроксохлористого алюминия и функциональные группы ингибитора коррозии. В результате сложного взаимодействия в пластовых условиях образуется объемная гелеобразная масса, эффективно закупоривающая высокопроницаемые водопромытые зоны пласта, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, ограничению водопритока, увеличению охвата пласта заводнением и в конечном итоге - повышению нефтеотдачи.

Эффективность данного способа проверяют в лабораторных условиях.

При испытании используют в качестве солей алюминия гидроксохлористый алюминий, представляющий собой бесцветный раствор основных солей общей формулы Al(Cl_xOH_y), где x ~ 2; y ~ 1, с массовой долей активных компонентов не менее 22%. Выпускается по ТУ 38.302163-94. Товарная форма гидроксохлористого алюминия содержит ~ 0,5% ингибитора коррозии, что дает возможность сохранить трубопроводы и оборудование на нефтепромыслах от коррозии.

В качестве ингибитора коррозии используют водорастворимые ингибиторы, например динатрийфосфат, корексит 7670, ИКН. ИКБ-4- АФЭ, Ф-777.

Гидроксид натрия (жидкий) используется по ГОСТ 2263-79.

Полиакриламид по ТУ 6-16-157-78.

Для определения эффективности заявленного способа в фильтрационных опытах использовали линейные модели пласта длиной 30 см и диаметром 2,8 см различной проницаемости. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный песчаник. Спаренная модель пласта имела высокую проницаемость (В.П. - 2,5 - 3,0 мкм²) и низкую проницаемость (Н.П. - 0,3 - 0,5 мкм²). По изменению остаточного фактора сопротивления по известной методике (ОСТ 39- 195-86) определялась эффективность заявленного способа.

Пример. После определения исходных проницаемостей элементов моделей пласта (В. П. - 2,8 мкм²; Н.П. - 0,37 мкм²) пористую среду каждого элемента пласта в отдельности насыщают нефтью, затем соединяют элементы в модели так, что она имеет один общий вход и отдельные выходы из каждого элемента пласта. Проводят вытеснение нефти из модели водой до обводненности 98-99% на выходе из трубки с высокой проницаемостью.

На вход модели подают последовательно водный раствор полимера - 0,05%-ной концентрации, 5%-ный раствор гидроксида натрия и 5% гидроксохлористого алюминия с ингибитором коррозии Ф-777. Далее переходят на фильтрацию воды.

Остаточный фактор сопротивления составил 8,9 с приростом нефтеотдачи 19,8% (опыт 2, таблица).

Из представленных в таблице данных фильтрационных опытов видно, что самым эффективным способом является последовательный порядок закачивания оторочек полимера, щелочи и гидроксохлористого алюминия в соотношении 1:100: 100. В результате увеличивается остаточный фактор сопротивления до 8,9, достигается прирост коэффициента нефтеотдачи до 19,8%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях
Данный способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта основан на циклическом закачивании малообъемных оторочек в нагнетательные скважины. Объем закачивания реагентов на одну обрабатываемую нагнетательную скважину зависит от конкретных физико-химических свойств продуктивного пласта, стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и составляет 80-100 м³.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательной скважины (100-500 м³/сут) и обводненностью добываемой продукции (93%). Проницаемость колеблется от 0,3 - 0,5 до 5-7 мкм². Пористость - 0,23. Пластовая нефть маловязкая. Вода слабоминерализованная 14 - 16 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта. 1700 м. Мощность пласта 8 м. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/скв. Нагнетание растворов реагентов проводилось агрегатом ЦА-320 м.

Водные растворы полиакриламида, щелочи и гидроксохлорида алюминия с ингибитором коррозии закачиваются последовательно, каждая из оторочек реагентов продавливается буферной жидкостью (пресная вода) в количестве 5 - 10 м³. Затем переходят на обычный режим работы. Отбор жидкости производят через добывающую скважину. Указанный цикл повторяют 3-5 раз. По результатам исследования скважины до и после обработки отмечено выравнивание профиля приемистости. Через 2,5 месяца после обработки наблюдалось снижение обводненности продукции добывающей скважины с 93 до 85%, а удельный технологический эффект составил 70 т на 1 т реагентов.

Как показали опытно-промысловые испытания, применение данного способа наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся в поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов.

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта гелеобразующими составами. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи, алюмосодержащего реагента, в качестве алюмосодержащего реагента используют гидроксохлористый алюминий с добавкой 0,5 мас.% ингибитора коррозии. Причем полимер, щелочь и гидроксохлористый алюминий используют в соотношении 1 : 100 : 100. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи, алюмосодержащего реагента, отличающийся тем, что в качестве алюмосодержащего реагента используют гидроксохлористый алюминий с добавкой 0,5 мас. % ингибитора коррозии. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что полимер, щелочь и гидроксохлористый алюминий используют в соотношении 1 : 100 : 100.