СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимера с добавкой сшивающего агента. Данный способ недостаточно эффективен при его использовании в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки высокой проницаемости или техногенную трещинноватость. В высокопроницаемых зонах сшитые полимерные составы не обеспечивают требуемых фильтрационных сопротивлений /1/.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт полимер-дисперсной системы, где в качестве дисперсной фазы используется глина и древесная мука, а дисперсной средой служит раствор полимера /2/. Механизм технологии заключается в осаждении глины и древесной муки в призабойной зоне пласта, а в случае наличия трещин - за счет их кольматации. Однако многочисленные лабораторные исследования и промысловая практика показали, что применение полимер-дисперсных систем ухудшает коллекторские свойства нефтенасыщенной зоны пласта, усиливает неоднородность пласта.

Наиболее близким по технической сущности решением является способ регулирования разработки за счет выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков, включающий закачку полимерных растворов (полиакриламида и карбоксиметилцеллюлозы и глинопорошка). Указанный способ использует составы с достаточно высоким содержанием полимеров, что приводит к снижению рентабельности применения технологии. Полимерные составы с глинопорошком седиментационно не устойчивы. За счет флокулирующей способности полимера частицы глины укрупняются и имеют высокую скорость осаждения, в результате чего происходит выпадение дисперсной фазы на забое скважины при закачке композиции.

Целью изобретения является повышение эффективности обеспечения регулирования разработки неоднородного пласта за счет создания изолирующих экранов в обводнившихся высокопроницаемых зонах с улучшенными технологическими параметрами.

Указанная цель достигается путем закачки в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель виде диоксида кремния, причем в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил-175 при концентрациях 0.1-1.0%

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы с концентрацией 0,1-0,3 мас.%.

В качестве сшивающего агента используют соли поливалентных катионов: ацетаты, нитрилотриацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония, хроматы и бихроматы щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы с концентрацией в растворе 0,01-0,03 мас.%.

Наполнитель тонкодисперсный диоксид кремния, выпускаемый под марками белая сажа БС-120 и кремнеземный наполнитель Росил –175, используют в композиции в концентрации 0,1-1,0%.

Сущность изобретения заключается в закачке через нагнетательные скважины в пласт композиции, содержащей перечисленные выше ингредиенты. В пластовых условиях данные композиции образуют гидрогели, структурированные твердыми частицами диоксида кремния. Сочетание указанных компонентов позволяет получить более прочные гидрогели, способные выдерживать повышенные деформации, оказываемые нагнетаемой водой, позволяет снизить расход ПАА по сравнению с прототипом при сохранении реологических свойств на уровне высококонцентрированных композиций. При этом реологические свойства композиции регулируют содержанием диоксида кремния при постоянном расходе водорастворимого полимера и сшивающего агента.

Отличительной особенностью изобретения является состав и соотношение компонентов. В способе используется сухой тонкодисперсный порошок диоксида кремния, выпускаемый под марками белая сажа БС-120 или кремнеземный наполнитель Росил -175, плотность которого сопоставима с плотностью композиции. За счет чего достигается низкая скорость осаждения как в статических условиях, так и в потоке жидкости, что позволяет увеличить агрегативную устойчивость составов. Кроме этого его частицы в водных растворах гидратируются и раствор приобретает пластические свойства, благодаря чему снижается абразивность композиции и увеличивается глубина проникновения состава в пласт.

Оценку эффективности и преимущества заявляемого изобретения по сравнению с аналогами и прототипом проводили в лабораторных условиях по следующим показателям: вязкостные и упругие свойства, фактор сопротивления. Ниже приведены примеры, иллюстрирующие преимущества предлагаемого способа по сравнению с аналогами и прототипом: в табл.1 - результаты исследования реологических свойств; табл.2 - результаты фильтрационных испытаний.

Пример 1. В первой серии экспериментов исследовались реологические характеристики гидрогелей предлагаемых композиций и составов аналогов и прототипа.

Для снятия реологических кривых измерялась эффективная вязкость составов и напряжение сдвига при линейном увеличении внешней нагрузки скорости сдвига от 0,1 с^-1 до 500 с^-1. Для раствора полимера характерна вязкопластичная реологическая модель, в которой с увеличением деформации увеличивается напряжение сдвига по степенному закону. Гелевые системы имеют надмолекулярную структуру и обладают прочностными свойствами, которые характеризуют способность сопротивления к разрушению системы. Реологические кривые сшитых систем имеют экстремальный характер. Напряжение в точке перегиба представляет собой предел упругости, а соответствующая деформация - упругую деформацию. Качество гидрогелей оценивали по эффективной вязкости систем при низкой и высокой скорости сдвига - пределу упругости.

Экспериментальные данные приведены в таблице 1, из которой видно, что предлагаемый способ обладает более высокими реологическими характеристиками.

Пример 2. Проведены фильтрационные испытания, в которых эффективность предлагаемого способа и аналогов и прототипа сравнивалась по фактору сопротивления при введении их в пористую среду. В опытах использовались керновые модели, представленные песчаником мелкозернистым алевритистым длиной 5-10 см и диаметром 3 см, с начальной нефтенасыщенностью 60-70%. Керны с рыхлосвязанной водой насыщались нефтью. Далее нефть вытеснялась водой до 100%-ного обводнения продукции на выходе. Далее в керн вводилась соответствующая композиция. После гелеобразования модель подключалась под фильтрацию воды. В процессе эксперимента определяли фактор сопротивления при прямой и обратной фильтрации. Последний параметр характеризует способность композиции проникать в пористую среду.

Результаты испытаний приведены в таблице 2. Данные таблицы показывают, что предлагаемый способ создает более высокий фактор сопротивления по сравнению с аналогами и прототипом. Кроме этого, предлагаемые композиции более глубоко проникают в пористую среду без кольматации торцевой зоны, в то время как составы с глинопорошком (способы по аналогу 2 и прототипу) отфильтровываются на торце модели и создают значительный торцевой эффект.

Применение предлагаемого способа в пластовых условиях позволит увеличить охват пласта путем создания повышенных фильтрационных сопротивлений в водопромытых зонах при сохранении коллекторских свойств призабойной зоны.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Патент США №5415229, Е 21 В 33/138, 16.05.1995 г.

2. Патент РФ №2140532, 6 Е 21 В 43/22, 27.10.1999 г.

3. Патент РФ №2169258, 7 Е 21 В 43/22, С1, 15.11.2000 г.

Таблица 1№ опытаКонцентрация реагентов, %Эффективная вязкость при скорости сдвига, Па·сПредел упругости, Па2 с^-1100 с^-112345Аналог 11ПАА-0,3%
AX-0,03%2,690,1922,0Аналог 22ПАА-0,1%
Глина-1%0,230,05-Прототип3ПАА-0,5%
КМЦ-1%
AX-0,07%
Глина- 5%2,90,18-Предлагаемый способ4ПАА-0,3%
AX-0,03%
БС-120-0,25%4,370,3038,45ПАА-0,3%
AX-0,03%
БС-120-1%5,50,3648

Таблица 2№ опытаКонцентрация реагентов, %Проницаемость модели, мкм²Фактор сопротивления, ед.Прямая фильтрацияОбратная фильтрация12345Аналог 11ПАА-0,3%
AX-0,03%1,4606.85,9Аналог 22ПАА-0,1%
Глина-1%1,38113,52Прототип3ПАА-0,5%
КМЦ-1%
AX-0,07%
Глина-5%1,46434681Предлагаемый способ4ПАА-0,3%
AX-0,03%
БС-120-0,25%1,1361441055ПАА-0,3%
AX-0,03%
БС-120-1%1,394337310

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности разработки неоднородного пласта за счет создания изолирующих экранов в обводнившихся высокопроницаемых зонах с улучшенными технологическими параметрами. В способе разработки неоднородного пласта, включающем закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель в виде диоксида кремния, в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил – 175 при концентрациях 0,1-1,0%. 2 табл.

Способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель в виде диоксида кремния, отличающийся тем, что в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил–175 при концентрациях 0,1-1,0%.