Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи.

Большинство нефтяных месторождений характеризуется низкими значениями конечной нефтеотдачи, что обусловленно различием коллекторских свойств нефтесодержащих пластов, неоднородностью по проницаемости различных пропластков, реологических характеристик нефти, нефтенасыщенности пласта.

Одним из способов увеличения нефтеотдачи в этих случаях является оптимизация параметров нефтевытесняющего агента и его селективности.

Оптимальными могут считаться нефтевытесняющие агенты, вязкость которых в обычных условиях (на поверхности и в процессе закачки) имеет низкие значения, они хорошо фильтруются в пористой среде. В пластовых условиях их реологические свойства должны изменяться, вязкость должна увеличиваться многократно, подвижность существенно снижаться. Для значительного улучшения охвата пласта воздействия необходимо обеспечить проникновение композиции преимущественно в высокопроницаемые, высокообводненные пропластки.

Важно, чтобы закачиваемый в пласт нефтевытесняющий агент не ухудшал фильтрационных характеристик низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны пласта.

Для обеспечения указанных требований возможно использование различных составов на основе биополимеров.

Известны способы изоляции пластовых вод в нефтяных залежах, заключающиеся в продавливании в пласт тампонажных составов на основе водных растворов полимеров и волокнисто-дисперсных наполнителей. В качестве волокнисто-дисперсных наполнителей используют древесную муку (пат. РФ 2057914), мел (авт.св. СССР 1044768), песок, глинопорошок, известковый порошок (пат. РФ 2090746, 2065945), резиновую крошку (пат. РФ 2085714), золу (пат. РФ 1773101). В качестве полимеров используют полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлозу (пат. РФ 2071555) и полисахариды, продуцируемые микроорганизмами (авт.св. СССР 1617133, 1713920).

Основным недостатком известных способов является использование достаточно большого количества ингредиентов, их неэффективность при использовании в неоднородных по проницаемости пластах.

Для повышения фильтрационного сопротивления и изменения профиля приемистости (увеличение охвата) за счет селективности используют способ, заключающийся в закачивании в пласт состава, включающего экзополисахарид, продуцируемый штаммом бактерий Azotobacter vinelandii (Lipman) ВЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, тампонирующую добавку и воду. При этом в качестве тампонирующей добавки используют крахмал (пат. РФ 2073789).

Использование указанных выше способов не позволяет комплексно воздействовать на нагнетательные скважины. Для такого воздействия важна последовательность технологических операций и условий их осуществления.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, заключающийся в закачивании водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом бактерий Azotobacter vinelandii (Lipman) ВЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ 2125648). Причем закачку осуществляют в три этапа: сначала закачивают в пласт оторочку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1-2%, затем безостановочно закачивают водный раствор крахмала и культуральную жидкость указанного экзополисахарида и после восстановления приемистости обработанной скважины осуществляют непрерывную закачку водного раствора экзополисахарида концентрацией 0,1-2%. При реализации данного способа не учитывается наличие в пласте участков с аномально высокой проницаемостью (более чем в 10 раз чем проницаемость основной части пласта).

Кроме того, при использовании данного способа не проводился точный расчет объемов закачки, он определялся по давлению закачки, что не позволяло точно определить оптимальный объем гелеобразующей композиции и водного раствора экзополисахарида.

Для повышения коэффициента нефтеотдачи и экономии используемого сырья при биополимерном воздействии на неоднородные по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяные залежи предлагается осуществлять определение объемов закачки реагентов и их последовательность, что позволит увеличить охват воздействия, и тем самым повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Поставленная цель достигается при использовании способа повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающего закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, затем непрерывную закачку водного раствора указанного экзополисахарида. Перед закачкой гелеобразующей композиции определяют долю порового пространства, приходящуюся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью, и величину отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта, при этом объем закачиваемой композиции определяют по формуле

′Ω=Vfηε/Ψ

и объем водного раствора биополимера определяют по формуле

′Ω₁=Vη(0,2-0,4)/Ф,

где ′Ω - объем закачиваемой биополимерной гелеобразующей композиции, м³;

′Ω₁ - объем водного раствора биополимера, м³;

V - объем зоны дренирования, приходящийся на одну скважину, м³;

f - доля порового пространства, приходящаяся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью;

ε - величина отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта;

η - охват пласта заводнением;

Ψ - величина снижения гидропроводности пористой среды после образования в ней биополимерного геля, выбирают из уравнения Ψ=1+28,6С_п-7С2п

Ф - отношение подвижности раствора биополимера к подвижности воды, выбирают из уравнения

Ф=1+28,6С_п1-7С2п1

где С_п - концентрация экзополисахарида на первой стадии;

С_к - концентрация крахмала;

C_п1 - концентрация экзополисахарида на второй стадии.

Определение объема закачиваемой биополимерной гелеобразующей композиции определяется следующим образом.

Для увеличения охвата пласта воздействием и повышения тем самым эффективности извлечения нефти из неоднородных коллекторов необходимо добиться выравнивания гидродинамической неоднородности пласта. Для этого необходимо на выбранных нагнетательных и добывающих скважинах определить одним из известных способов объем высокопроницаемой части пласта и величину отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к среднепроницаемым пластам и в зависимости от полученных характеристик выбирать режим закачки и концентрацию водных растворов полимеров для каждой скважины и, что очень важно, объемы закачки.

Многочисленными проведенными исследованиями по закачке меченных жидкостей было установлено, что значительное число нефтяных пластов имеют фильтрационные каналы с аномально высокой проводимостью, отличающейся в ε раз от средней проницаемости пласта. Следовательно, для достижения поставленной цели - выравнивания проницаемости этих участков пласта и матрицы - необходимо снизить в них гидропроводность в ε раз. Биополимерная гелеобразная композиция обеспечивает рост фильтрационного сопротивления в Ψ раз.

Для учета неполноты охвата пласта воздействием используется коэффициент η.

Достаточно заполнить обрабатываемую часть пласта на величину, равную отношению ε к Ψ, чтобы получить требуемое снижение фазовой проницаемости для воды, обеспечивающее равномерное поступление закачиваемой воды по толщине пласта.

Определение величины объема закачиваемого водного раствора экзополисахарида определяется следующим образом.

Как известно из теории двухфазной фильтрации, охват воздействием при заводнении определяется соотношением подвижностей вытеснямой и вытесняющей жидкостей. При снижении подвижности воды охват, а следовательно, и нефтеотдача возрастают. Как показали результаты реологических, фильтрационных экспериментов, добавка в закачиваемую воду экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости в концентрации С, обеспечивает необходимое соотношение подвижностей Ф. Это позволяет определить объем полимерного раствора, который необходимо закачивать в нагнетательную скважину, который определяется в соответствии с формулой изобретения.

Для экспериментального определения величины снижения гидропроводности пористой среды после образования в ней биополимерного геля (Ψ), величины отношения подвижности раствора биополимера к подвижности воды (Ф) и величины, учитывающий то, что при биополимерном воздействии полимер входит только в наиболее проницаемые участки прискважинного пространства (ζ,), использовалась модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки с набитым в них песком различного фракционного состава. Две колонки цилиндрической формы имели длину 1220 мм и диаметры 29,5 мм, а третья колонка имела диаметр 5 мм. Среднепроницаемый пропласток набивался кварцевым песком (содержание SiO₂ составляет 98 вес.%, остальное - минеральные примеси, имитирующие состав пластовых глин) узкой фракции 0,063 мм, низкопроницаемый - песком того же состава, фракция 0,05 мм, высокопроницаемый - песком того же состава, фракция 0,1 мм. Входные и выходные концы модели представляли собой ввинчивающиеся в колонку пористые фильтры, изготовленные из стеклянной крошки. Толщина фильтров 2,5 мм. Выход из колонок соединялся с капиллярной трубкой, что позволило минимизировать паразитный выходной объем. Измерение расходов жидкости (воды и/или нефти) производилось раздельно по пропласткам. Воздухопроницаемость высокопроницаемого пропластка составила 24,8 мкм², среднепроницаемого - 0,9 мкм², низкопроницаемого - 0,30 мкм². После закачки воды (минерализация 5 г/л) измеренная проницаемость составила для высокопроницаемого пропластка 4,2 мкм², для среднепроницаемого 0,35 мкм², для низкопроницаемого 0,07 мкм², соответственно пористость составила 0,4; 0,32 и 0,28.

Экспериментально определены значения Ψ, Ф, которые аппроксимируются зависимостями по уравнениям

Ψ=1+28,6С_п-7С2п

Ф=1+28,6C_п1-7C2п1

где С_п - концентрация экзополисахарида на первой стадии; С_к - концентрация крахмала; C_п1 - концентрация экзополисахарида на второй стадии,

а коэффициент ζ, учитывающий то, что при биополимерном воздействии полимер входит только в наиболее проницаемые участки прискважинного пространства, составляет 0,2-0,4.

Представленные формулы для определения объемов закачки позволяют определить более точно концентрации используемого ЭПС и крахмала в композиции и водного раствора экзополисахарида.

Заявляемый способ биологического воздействия на неоднородные по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяные залежи был использован на опытном участке пласта БВ₁₀ Самотлорского месторождения и на Ершовском месторождении и полностью подтвердился (см. таблицу).

В таблице представлены полученные значения для определения объемов закачиваемой композиции и водного раствора экзополисахарида и значения указанных объемов.

Как видно из таблицы, коэффициент нефтеизвлечения значительно выше в случаях закачки объемов, рассчитанных по заявляемым формулам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение коэффициента нефтеотдачи и экономия используемого сырья при биополимерном воздействии на неоднородные по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяные залежи, увеличение охвата воздействия, и соответственно повышение коэффициента нефтеизвлечения. В способе повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, затем непрерывную закачку водного раствора указанного экзополисахарида, перед закачкой гелеобразующей композиции определяют долю порового пространства, приходящуюся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью, и величину отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта, при этом объем закачиваемой композиции определяют по формуле ′Ω=Vfηε/Ψ и объем водного раствора биополимера определяют по формуле ′Ω₁=Vη(0,2-0,4)/Ф, где ′Ω - объем закачиваемой биополимерной гелеобразующей композиции, м³; ′Ω₁ - объем водного раствора биополимера, м³; V - объем зоны дренирования, приходящийся на одну скважину, м³; f - доля порового пространства, приходящаяся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью; ε - величина отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта; η - охват пласта заводнением; Ψ - величина снижения гидропроводности пористой среды после образования в ней биополимерного геля, выбирают из уравнения Ψ=1+28,6С_п-7С2п

Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, состоящей из водного раствора крахмала и экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, затем непрерывную закачку водного раствора указанного экзополисахарида, отличающийся тем, что перед закачкой гелеобразующей композиции определяют долю порового пространства, приходящуюся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью, и величину отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта, при этом объем закачиваемой композиции определяют по формуле

′Ω=Vfηε/Ψ,

и объем водного раствора биополимера определяются по формуле

′Ω₁=Vη(0,2-0,4)/Ф,

где ′Ω - объем закачиваемой биополимерной гелеобразующей композиции, м³;

′Ω₁ - объем водного раствора биополимера, м³;

V - объем зоны дренирования, приходящийся на одну скважину, м³;

f - доля порового пространства, приходящаяся на участки пласта с аномально высокой проницаемостью;

ε - величина отношения проницаемости каналов с аномально высокой проницаемостью к средней проницаемости пласта;

η - охват пласта заводнением;

Ψ - величина снижения гидропроводности пористой среды после образования в ней биополимерного геля, выбирают из уравнения

Ψ=1+28,6С_п-7С2п

Ф - отношение подвижности раствора биополимера к подвижности воды, выбирают из уравнения

Ф=1+28,6С_п1-7С2п1

где С_п - концентрация экзополисахарида на первой стадии;

С_к - концентрация крахмала;

C_п1 - концентрация экзополисахарида на второй стадии.