СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/22 C09K8/88 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов.

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент РФ №2194158, МПК Е 21 В 43/22, 10.12.2002). По способу последовательно закачивают в зону изоляции пресную воду и раствор, содержащий жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) 0,1-10,0%, латекс (в пересчете на сухое вещество) 0,01-10,0%, воду остальное, пресную воду и раствор продавливают сточной водой в пласт с выдержкой в течение 24 часов. Предлагаемый способ обеспечивает селективное регулирование (снижение) проницаемости неоднородного пласта за счет образования латексно-силикатных комплексов. Однако известный способ недостаточно эффективен.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава в виде водного раствора полимера и силиката натрия при изменении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке (патент РФ №2146002, МПК Е 21 В 43/22, 43/32, 27.02.2000). Водные растворы полимера и силиката натрия смешивают с водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более. Количество водорастворимого полимера уменьшают в пределах от 0,1 до 0,001 мас.%, а количество силиката натрия - в пределах от 10 до 0,1 мас.%, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас.%. В продуктивном пласте закачиваемая смесь фильтруется в высокопроницаемые обводненные зоны, в которых намывается в виде тампонов, отключающих от разработки эти зоны. В результате подключаются в разработку ранее незадействованные вытеснением зоны, что приводит к увеличению нефтеотдачи пластов. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Недостатком способа является то, что при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в трещиноватых и неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением.

В способе регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающем остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:

Полимер0,005-2,0Силикат натрия0,1-10,0Латекс0,01-15,0Пресная водаостальное

и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины.

При разработке нефтяных залежей высокопроницаемые нефтяные пласты быстро обводняются и рабочий агент не совершает полезной работы, в результате остаются неохваченными воздействием значительные запасы нефти. Предлагаемый способ решает задачу повышения выработки пластов.

Сущность предложения

Определяют контур обводненности участка с нагнетательными скважинами и гидродинамически связанными с ними обводненными добывающими скважинами. Анализируют фактическую приемистость нагнетательной скважины, геолого-физические свойства пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов. Анализируют показатели разработки участка. Выбирают и останавливают одну или несколько нагнетательных скважин до снижения пластового давления не менее чем на 3% при активно работающих добывающих скважинах, что предопределяет продавку дисперсной системы в высокопроницаемые обводненные зоны по гидродинамическим зонам между скважинами. По показателям разработки участка рассчитывают необходимый для закачки объем ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы.

В наземных условиях непосредственно перед закачкой готовят ограничивающий фильтрацию состав. При этом в разбавленный раствор латекса вводят разбавленный раствор силиката натрия, затем добавляют раствор полимера или одновременно смешивают водные растворы исходных компонентов. В полученной композиции жидкое стекло способствует образованию комплексов латекса и не дает возможности мгновенно образовывать из латекса монолитный кусок сырой резины при контакте композиции с минерализованной водой, а раствор полимера увеличивает вязкость композиции и создает условия для достаточного времени закачки композиции в виде нерасслаивающейся дисперсной системы. Полученную композицию вводят в поток минерализованной воды, подаваемой под давлением при соотношении 1:(1-30), в результате происходит коагуляция (образование вязкоупругой системы) композиции, которая обладает стабильностью, достаточной для осуществления процесса подачи ее в эжектор. В эжекторе происходит дробление композиции на мелкие частицы, в результате образуется ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы, где дисперсионная фаза - раздробленный на мелкие частицы коагулят композиции, а дисперсная среда - минерализованная вода с минерализацией выше 15 г/л. Свойства дисперсионной фазы можно регулировать от вязкопластичных до вязкоупругих путем изменения концентрации компонентов в системе в основном латекса. Дисперсная система подается в емкость, из которой закачивается насосным агрегатом в насосно-компрессорные трубы и продавливается в пласт. Ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы закачивают оторочками (не менее одной) с изменяющимся давлением закачки не менее чем на 1% относительно начального и непревышающего предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины. При этом изменяют давление с изменением соотношения объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде от 1:1 до 1:30. В процессе закачки состава в скважину эластичные частицы проникают в поры неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов, деформируются и приобретают любые размеры согласно формы пор породы за счет слияния частиц дисперсной системы, образуя прочный гидроэкран, представляющий собой сплошную вязкую массу в виде тампона, и отключают из разработки эти участки. При достижении предельно допустимого давления закачки дисперсной системы для каждой скважины (при ограничении давления закачки без пакера) и при наличии пакера, не достигнув давления гидроразрыва пласта выше 95%, концентрацию дисперсной системы постепенно снижают, поддерживая достигнутое постоянное давление закачки. При закачке ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы должен соблюдаться режим медленного роста давления. Наилучшими условиями при закачке является тот факт, что продавка дисперсной системы в пласт должна производиться при минимальных давлениях, характерных для каждой индивидуально взятой скважины, чтобы она фильтровалась только в высокопроницаемые обводненные зоны.

Если рост давления при закачке дисперсии не наблюдается при заданной постоянной концентрации дисперсии, то необходимо постепенно повышать ее концентрацию с учетом вышеизложенного. Достигнув предельно допустимого давления закачки дисперсной системы, следует заменить ее на воду и при возможно высоких давлениях продавить дисперсию в пласт до снижения давления. Возможно резкое уменьшение давления закачки, что предопределяет возобновление закачки системы в пласт. Таких оторочек может быть от одной до нескольких. Ограничением является незначительное снижение давления при продавке системы водой. Затем подключают остановленные скважины в общий процесс разработки с последующей закачкой рабочего агента.

В результате повышается качество дисперсной системы, обеспечивается проникновение и образование сплошной вязкой массы во всем объеме в неоднородных и трещиноватых пластах, позволяющей отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением, что приводит к повышению нефтеотдачи продуктивных пластов.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, и соответствии заявляемого решения критериям изобретения "новизна" и "изобретательский уровень".

В способе используют исходные компоненты:

- латекс (разбавляют пресной водой от 0,5 до 20,0%);

- полимер (полиакриламид или эфиры целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза или оксиэтилцеллюлоза, растворяют в пресной воде с концентрацией от 0,1 до 2,0%);

- силикат натрия (жидкое стекло по ГОСТу 13078-81, ТУ 2145-015-13002578-94, ТУ 2145-014-13002578-94 и др., разбавляют пресной водой от 1,0 до 20,0%).

Пример конкретного выполнения.

Пример 1 (прототип). Нефтяная залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700-1900 м, мощность пластов 3-6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36°С, пористость 18-22%, проницаемость 0,3-0,8 мкм², плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях 5 мПа·с. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 30 нагнетательных скважин. Для осуществления способа выбрали одну нагнетательную скважину с приемистостью 380 м³/сутки при давлении 6 МПа. Толщина пластов 4,6 м (два пропластка).

Скважину останавливают на 6 суток, промывают, спускают насосно-компрессорные трубы. Готовят раствор полимера с концентрацией 0,375% и раствор силиката натрия с концентрацией 20%, минерализованная вода с минерализацией 100 г/л.

Смесь раствора полимера и силиката натрия закачивают двумя оторочками в объеме по 1000 м³, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа. В каждой последующей оторочке уменьшают количество полимера от 0,1 до 0,07% и силиката натрия от 8 до 1%. Общая приемистость скважины после закачки смеси компонентов составила 250 м³/сутки при давлении 7,0 МПа. Результаты исследований показали, что произошло перераспределение закачиваемой воды по пластам. В результате работ обводненность близлежащих добывающих скважин снизилась на 3-5%, дополнительная добыча нефти по участку за время проявления эффективности изоляции составила 600 т.

Пример 2 (предлагаемый способ). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с двумя нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. Отбор нефти ведется через добывающие скважины, а закачка рабочего агента через нагнетательные скважины.

Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,89 мкм², нефтенасыщенностью 84,4%, пористостью 22%, нефтенасыщенная толщина 5,0-6,3 м. Среднесуточный дебит нефти на 1 добывающую скважину 2,6 т (0,2-9,8), средняя обводненность добываемой жидкости 90% (от 60 до 99). Плотность закачиваемой в скважину воды 1,1 г/см³. Приемистость нагнетательных скважин: 380 м³/сут при давлении 6,0 МПа и 240 м³/сутки при давлении 5,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательных скважин составляет 19,1 и 18,9 МПа. Скважины останавливают для снижения пластового давления до 16,8 (12%) и 18,1 (4,2%) МПа. Для первой нагнетательной скважины, согласно анализу разработки участка, рекомендовано приготовить композицию в объеме 36 м³. В нагнетательную скважину закачивают оторочками 456 м³ ограничивающий фильтрацию состав в виде дисперсной системы. При этом израсходовали 420 м³ минерализованной воды, содержащей 148 г/л солей. Для приготовления ограничивающего фильтрацию состава использовали:

Латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75, 47% раствор) в количестве 3,6 т (7,66 м³);

Полиакриламид марки Alcoflood 1175A в количестве 0,072 т;

Силикат натрия (жидкое стекло ГОСТ 13078-81) в количестве 7,9 т (5,8 м³).

Латекс в объеме 7,66 м³ при перемешивании разбавляют пресной водой до 21 м³. Готовят раствор полиакриламида (ПАА) в количестве 9 м³ (0,072 т ПАА растворяют при перемешивании в 9 м³ пресной воды). Жидкое стекло в объеме 5,8 м³ разбавляют пресной водой до 6 м³.

Разбавленные растворы латекса, полиакриламида и жидкого стекла сливают в один поток в соотношении 7:3:2 с образованием композиции, которую постоянно подают в поток минерализованной воды и далее в эжектор. Композиция в минерализованной воде коагулирует с образованием дисперсных частиц. Получают 36 м³ композиции с концентрацией латекса 10,0%, полиакриламида 0,2% и жидкого стекла (по содержанию гидроокиси кремния) 5,0%.

В нагнетательную скважину закачивают три оторочки состава при увеличении давления закачки от 16 до 50% с уменьшающейся концентрацией дисперсионной фазы к минерализованной воде от 1:6 до 1:18.

Первая оторочка в объеме 84 м содержала 12 м композиции и 72 м минерализованной воды (1:6). При закачке первой оторочки давление закачки увеличилось с 6,0 до 7,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну было ограничено до 9,0 МПа, поэтому во второй оторочке концентрация дисперсионной фазы была уменьшена.

Вторая оторочка в объеме 144 м³ содержала 12 м³ композиции и 132 м³ минерализованой воды (1:11). При закачке второй оторочки давление нагнетания увеличилось до 8,0 МПа.

Третья оторочка в объеме в 228 м³ содержала 12 м³ композиции и 216 м³ минерализованной воды (1:18). При закачке третьей композиции в скважину и продавке ее в пласт давление достигло 9,0 МПа, которое предопределило окончание воздействия и продавку состава в пласт водой в объеме 20 м³ с последующим возобновлением заводнения. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной системе уменьшалась в каждой оторочке соответственно: 14,3%, 8,3%, 5,3% (от 1:6 до 1:18).

Приемистость скважины уменьшилась до 200 м³/сут при давлении 9,0 МПа.

Одновременно или последовательно проводят внедрение способа во вторую нагнетательную скважину с использованием тех же исходных компонентов, но с другой концентрацией. Ограничивающий фильтрацию состав делят на 4 оторочки. Концентрация в композиции латекса составила 15%, жидкого стекла 2%, плиакриламида 0,005%. Объем закачанного ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы составил 480 м³, содержащей 40 м³ композиции. Концентрация дисперсионной фазы в дисперсной среде уменьшалась соответственно: 16,7%, 9,1%, 6,25%, 5,3%. Соотношение объемов композиции (дисперсионной фазы) к минерализованной воде составило от 1:5 до 1:18. Давление при закачке в скважину и продавке в пласт ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системы увеличивают с 5,0 до 9,5 МПа, то есть от 20 до 90%

(В таблице участок 1).

Результаты исследований показали перераспределение фронта заводнения по пластам с подключением в работу нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных заводнением. В результате получено дополнительно 9600 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости путем изоляции притока вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны.

В таблице приведены результаты опытных работ предлагаемого способа на семи участках. Из таблицы видно, что при закачке каждой оторочки состава в виде дисперсионной системы в нагнетательную скважину происходит повышение давления закачки, что предопределяет исключение из работы обводненных высокопроницаемых зон. Дополнительная добыча нефти получена за счет подключения в разработку ранее незадействованных нефтенасыщенных пропластков.

Применение предлагаемого способа позволит повысить нефтеотдачу за счет регулирования фронта заводнения нефтяных пластов в различных геолого-физических условиях их залегания как при очаговом, так и при площадном заводнении.

ТаблицаНомер участкаКоличество нагнетательных скважин в участкеПриемистость нагнетательной скважины, м³/сут/ при давлении МПа до(после)Композиция, мас.%Технологический режим закачки ограничивающего фильтрацию состава в виде дисперсной системыДополнительная добыча нефти, тЛатекс маркиСиликат натрияПолимерПресная водаНомер оторочкиОбъем композиции/минерализованной воды, м³Соотношение объемов композиции к минерализованной водеИзменение давления, МПа начальное/конечноеСКС-65ГПДВХБ-70ПААОЭЦ123456789101112131412380/6,0 (240/9,0)10,0 5,00,2-84,8Первая12/721:66,0/7,0960010,0 5,00,2-84,8Вторая12/1321:117,0/8,010,0 5,00,2-84,8Третья12/2161:188,0/9,010,0 5,00,2-84,8 36/420 6,0/9,0240/5,0 (200/8,0)15,0 2,00,005-82,995Первая10/501:55,0/6,0 (20)15,0 2,00,005-82,995Вторая10/1001:106,0/7,015,0 2,00,005-82,995Третья10/1501:157,0/8,015,0 2,00,005-82,995Четвертая10/1801:188,0/9,515,0 2,00,005-82,995 40/480 5,0/9,521300/9,0 (210/12,0)5,0 1,00,05-93,95Первая20/2001:106,0/9,039005,0 1,00,05-93,95Вторая20/3001:159,0/11,55,0 1,00,05-93,95 40/500 6,0/11,531290/9,0 (200/13,0) 8,01,50,1-90,4Первая10/801:85,5/6,0650 8,01,50,1-90,4Вторая10/1001:106,0/7,5 8,01,50,1-90,4Третья10/1201:127,0/8,5 8,01,50,1-90,4Четвертая10/1351:13,58,0/10,0 8,01,50,1-90,4Пятая10/1501:1510,0/13,5 8,01,50,1-90,4 50/585 5,5/13341380/7,0 (240/9,0) 1,00,10,05-98,85Первая20/1001:57,0/8,01100 1,00,10,05-98,85Вторая20/801:48,0/9,0 1,00,10,05-98,85Третья20/601:39,0/9,0 1,00,10,05-98,85 60/240 7,0/9,05 300/7,0 (280/11,0)0,01 10,0-1,088,99Первая20/701:3,57,0/9,59000,01 10,0-1,088,99Вторая15/901:69,5/11,00,01 10,0-1,088,99 35/160 7,0/11,06 150/13,0 (150/9,0) 3,03,0-2,092,00Первая50/501:111,0/12,01300 3,03,0-2,092,00Вторая40/501:1,2512,0/13,5 3,03,0-2,092,00Третья25/501:213,5/15,0 3,03,0-2,092,00 115/150 11,0/15,071185/5,0 (150/9,5)3 5,0-1,099,00Одна15/4501:305,0/9,5800

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости и трещиноватых пластов. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в трещиноватых и неоднородных пластах созданием прочного гидроэкрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны и подключить нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением. В способе регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающем остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%: полимер 0,005-2,0, силикат натрия 0,1-10,0, латекс 0,01-15,0, пресная вода остальное, и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины. 1 табл.

Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, отличающийся тем, что ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:

Полимер0,005-2,0Силикат натрия0,1-10,0Латекс0,01-15,0Пресная водаОстальное

и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины.