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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам регулирования проницаемости неоднородных пластов с помощью химических реагентов.

Известен способ снижения проницаемости промытого пропластка путем последовательной закачки жидкого стекла плотностью 1150 - 1465 кг/м³ и раствора хлористого алюминия плотностью 1200 кг/м³ (патент РФ N 1804548, МКИ⁶ E 21 B 33/13). Данный способ не обеспечивает эффективного регулирования проницаемости неоднородного пласта из-за полной закупорки зоны фильтрации. При этом не создаются оптимальные условия для вытеснения нефти из плохо дренированных участков пласта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий одновременную или последовательную закачку раствора щелочного реагента и глинистого раствора и затем раствора солей двух или трех валентных металлов (патент РФ N 2086758, МКИ⁶ E 21 B 43/22). Данный способ способствует регулированию проницаемости обводненного неоднородного пласта, однако технологическая эффективность способа ограничена относительно небольшой глубиной проникновения в пласт реагентов.

Задачей предлагаемого изобретения является обеспечение более эффективного регулирования проницаемости неоднородного нефтяного коллектора за счет увеличения глубины площади воздействия.

Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную или одновременную закачку раствора щелочного реагента и глинистого раствора, затем раствора солей двух- и трехвалентных металлов и продавливание закачаных реагентов водой, для продавливания реагентов используют буфер пресной воды, после которого выдерживают 2-10-суточную паузу, затем закачивают раствор стабилизированного неионогенными поверхностно-активными веществами латекса.

В качестве щелочных реагентов применяют стекло натриевое жидкое, в том числе по ГОСТ 13078-81, или порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, например по ТУ 2145-014-13002578-94, или натр едкий технический, в том числе по ГОСТ 2263-79, или сода кальцинированная, в том числе по ГОСТ 2263-79.

Для приготовления глинистого раствора используют глинопорошок или карьерную глину.

В качестве растворов солей двух- или трехвалентных металлов применяют растворы отработанного хлористого алюминия (алюмохлорида) по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористого алюминия по ТУ 38.302163-94, или минерализованную воду природного или техногенного происхождения, плотностью не менее 1050 кг/м³ или раствор хлористого кальция, например, по ГОСТ 450-86.

В заявленном способе используются стабилизированные неионогенными поверхностно-активными веществами синтетические или натуральные латексы - устойчивые мелкодисперсные (коллоидные) взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде. Стабилизированные латексы не образуют осадков при смешении с минерализованными водами нефтяных месторождений. Можно использовать как промышленно выпускаемые стабилизированные латексы (например, СКС-65 ГПБ, ТУ 38.303-05-45-94), так и стабилизировать нестабилизированные латексы (например, СКС-65 ГП) и латексы - полупродукты для получения каучуков (например, каучука СКСМ-АР-30). В качестве стабилизаторов используют неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) типа оксиэтилированных алкилфенолов и их производных (ОП-7, ОП-10, марки "Неонол", марки "Синтерол" и т. п. ). Стабилизатор вводится в товарную форму нестабилизированного латекса в массовой концентрации 1 - 10%. Для приготовления (разбавления) растворов латекса используется пресная или минерализованная вода.

Эффективность заявленного способа достигается следующим образом. Последовательная или одновременная закачка щелочного и глинистого растворов, затем раствора солей и продавка в пласт водой приводит к полному или почти полному прекращению фильтрации через водопроводящие высокопроницаемые трещины, каналы и пропластки неоднородного пласта. Остановка закачки на 2 - 10 суток препятствует преждевременному размыванию гелей и осадков, образовавшихся в результате смещения в пласте оторочек реагентов. Размеры коллоидных частиц латекса меньше размеров большинства пор нефтяного коллектора, что позволяет им проникать глубоко в неоднородный пласт. Прилипая к поверхности поровых каналов, частицы латекса будут снижать проницаемость. Гидрофильная природа поверхности коллоидных частиц латекса приводит к тому, что осаждение частиц будет происходить главным образом в водонасыщенных или промытых водой высокопроницаемых пропластках и участках пласта. Последнее будет приводить к селективному снижению проницаемости удаленных от забоя зон пласта. Закачка раствора латекса будет также способствовать упрочнению гелей и осадков, образовавшихся при закачке щелочного и глинистого растворов. Таким образом, сочетание закачки щелочного и глинистого растворов, затем раствора солей с закачкой коллоидного растворов латекса приводит к увеличению глубины, площади и эффективности воздействия на пласт по заявленному способу по сравнению с прототипом.

Способ осуществляется следующим образом. На участке, представленной одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, производится закачка раствора щелочного реагента и глинистого раствора, затем раствора солей и буфера пресной воды, после 2 - 10 суточной выдержки на реагирование закачивают раствор стабилизированного неионогенными поверхностно-активными веществами латекса. На участке, представленном N нагнетательными скважинами, нагнетание воды производится по общему водоводу, и добывающими скважинами (по 1 - 5 на каждую скважину) выбирается 1 ... N нагнетательных скважин, в которые производится закачка раствора щелочного реагента и глинистого раствора, затем раствора солей и буфера пресной воды. Выбранные скважины имеют максимальные для данного участка приемистости. Затем после 2 - 10 суточной выдержки на реагирование закачивают раствор стабилизированного неионогенными поверхностно-активными веществами латекса во все нагнетательные скважины участка, причем закачка осуществляется с кустовой насосной станции (КНС) или путем дозирования латекса в общий водовод для закачиваемой воды.

Закачивание растворов реагентов осуществляется с применением стандартных технических средств. К ним относятся автоцистерны, емкости, агрегаты ЦА - 320 М и т.п.

Рассмотрим примеры осуществления известного способа и предлагаемого способа в промысловых условиях.

Пример 1. Объект испытывают по прототипу - очаг воздействия, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 498 м³/сут, обводненность продукции добывающих скважин 92 - 97%. Пласт представлен терригенными коллекторами, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,24 мкм², средняя пористость - 0,23. Средний дебит по нефти на одну скважину 0,8 - 2,1 т/сут. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 м³ пресной воды, 16 м³ щелочно-глинистой суспензии, содержащей 12% жидкого стекла и 10% глинопорошка, еще 3 м³ пресной воды. Затем закачивают 6 м³ 16% раствора хлористого кальция и продавливают в пласт 20 м³ сточной водой плотностью 1116 кг/м³ и скважину останавливают на реагирование на 3 суток.

В результате воздействия обводненность нефти по добывающим скважинам снизилась до 86,0 - 89,3% (на 7%), средний дебит нефти возрос на 0,25 т/сут (на 17,2%).

Пример 2. Предлагаемый способ. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,21 мкм² и пористостью 0,22. Обводненность добываемой продукции добывающих скважин 93,3 - 95,7%. Средний дебит по нефти 1,1 - 2,8 т/сут.

В нагнетательную скважину закачивают 3 м³ пресной воды, 16 м³ щелочно-глинистой суспензии, содержащей 12% жидкого стекла и 10% глинопорошка, еще 3 м³ пресной воды. Затем закачивают 6 м³ 16% раствора хлористого кальция и 20 м³ сточной воды плотностью 1116 кг/м³ для продавки реагентов в пласт. После 3 суточной выдержки на реагирование закачивают 200 м³ 0,2% раствора товарной формы стабилизированного латекса СКС-65 ГПБ в закачиваемой воде.

В результате воздействия обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась до 81,1 - 84,8%, т.е. на 15%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,55 т/сут, т.е. на 28%.

На основании анализа динамики показателей эксплуатации скважин можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить обводненность продукции (по сравнению с прототипом) в 2 раза и увеличить дебиты скважин по нефти (по сравнению с прототипом) в 1,6 раза.

Пример 3. Предлагаемый способ. Испытуемый объект - неоднородный по толщине пласт с проницаемостью 0,22 мкм², сложенный песчаниками. Объект эксплуатируется тремя нагнетательными и девятью добывающими скважинами. Обводненность продукции добывающих скважин 97 - 99,5%. Дебит по нефти в среднем на одну скважину составляет 2,1 т/сут. В одну нагнетательную скважину, имеющую максимальную приемистость, равную 403 м³/сут, закачивают 2 м³ пресной воды, 16 м³ щелочно-глинистой суспензии, еще 2 м³ пресной воды. Затем закачивают 16 м³ 16% раствора хлористого кальция и продавливают реагенты в пласт 18 м³ сточной воды. После трех суточной выдержки закачали с КНС по существующей схеме водоводов во все 3 нагнетательные скважины 600 м³ 0,5% раствора стабилизированного латекса СКС-65 ГПБ в закачиваемой воде.

В результате воздействия обводненность добываемой продукции снизилась до 85 - 87,5%, в среднем на 12%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли в среднем на 0,9 т/сут, т.е. на 14,8%.

Таким образом, осуществление заявленного способа, основанное на закачивании с КНС в 1 и более нагнетательные скважины растворов латекса позволяет повысить эффективность известного способа на 1,6 раза по снижению обводненности продукции и в 3,6 раза по приросту дебита скважин по нефти, а также увеличить площадь воздействия в результате однократного применения заявленного способа.

Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому способу являются нефтяные месторождения с неоднородными коллекторами и находящиеся на средней или поздней стадиях разработки.

Источники информации
1. Электронагревательные установки в сельскохозяйственном производстве. М.: Агропромиздат, 1985, с.47-52, 99-102.

2. Авт. св. SU 1666847, F 22 B 1/28, 1991 (прототип).

Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости неоднородных пластов с помощью химических средств. Техническим результатом является обеспечение более эффективного регулирования проницаемости неоднородного нефтяного коллектора за счет увеличения глубины и площади воздействия. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную или одновременную закачку раствора щелочного реагента и глинистого раствора, затем раствора солей двух-, трехвалентных металлов и продавливание закачанных реагентов водой, для продавливания реагентов используют буфер пресной воды, после которого выдерживают 2-10-суточную паузу, затем закачивают раствор стабилизированного неионогенными поверхностно-активными веществами латекса.

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную или одновременную закачку раствора щелочного реагента и глинистого раствора, затем раствора солей двух-, трехвалентных металлов и продавливание закачанных реагентов водой, отличающийся тем, что для продавливания реагентов используют буфер пресной воды, после которого выдерживают 2-10-суточную паузу, затем закачивают раствор стабилизированного неионогенными поверхностно-активными веществами латекса.