СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ ЗАВОДНЕНИЕМ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи водонефтенасыщенных пластов и снижение обводненности добываемой нефти.

Известен способ регулирования фронта заводнения водонефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии, водного раствора полимера (авт. свид. СССР №1758217, кл. Е21В 43/22, 1992). Недостатком данного способа является небольшая стойкость изоляционного экрана, образованного водорастворимым полимером и глиной, к потоку закачиваемой воды через нагнетательные скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти, включающий последовательную закачку в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия. Между оторочками полиакриламида и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды. Патент РФ №2086757, кл Е21В 43/22, 1997. Недостатком его является сложность регулирования времени гелеобразования в пласт. Скорость сшивки ПАА алюминием несколько минут. Кроме того, для растворов ПАА характерна высокая механическая и солевая деструкция.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти и снижение попутно добываемой воды за счет внедрения способа, позволяющего оптимизировать процесс заводнения продуктивных пластов, ограничить водоприток в высокообводненные добывающие скважины в результате равномерного распределения осадкообразования по всему обводнившемуся пропластку.

Указанная задача решается заявленным способом, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающимся тем, что в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера подают реагент «ПВВ» - реагент водный всесезонный, причем до и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды, при этом все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи, затем после закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот - ПАП-КЗД.

В качестве полимерного материала используют реагент «ПВВ» (полимер водный всесезонный) по ТУ 2216-002-75821482-2006. Реагент «ПВВ» предназначен для использования в процессах добычи нефти в качестве гелеобразующего состава. Реагент «ПВВ» может храниться и использоваться в зимних условиях при температуре не ниже -15°С. Реагент «ПВВ» состоит из: 10-30% - отходы производства тканей полиакрилнитрила; 10% - каустическая сода, 3% - аммонийные соли. В соответствии с ГОСТ 12.1.007 реагент «ПВВ» относится к IV классу опасности (малоопасное вещество).

Эффективность достигается следующим способом. При смешении реагента ПВВ с хлоридом кальция или магния и солями двухвалентных металлов закачиваемой воды происходит коагуляция и осаждение полиакрилнитрильного волокна и гидроокисей щелочно-земельных металлов. Образование в обводненных высокопроницаемых зонах и пропластках объемных осадков способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта. Для восстановления профиля приемистости низкопроницаемых каналов пласта после закачивания реагентов и освоения скважины под закачку воды системы ППД производят обработку нагнетательной скважины растворами соляной и уксусной кислот (ПАП-КЗД).

Предложенный способ разработки нефтяного месторождения может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами. Эффективность способа определяли экспериментально и на конкретном месторождении нефти.

Исследование проводили с использованием полимера водного всесезонного «ПВВ» (ТУ 2216-002-75821482-2006), хлористого кальция (ГОСТ 450-77) и хлористого магния, ПАП-КЗД (ТУ-2458-001-73754149-2005).

При смешении растворов ПВВ с раствором хлористого кальция или магния с удельным весом 1,12-1,15 г/см³ или концентрацией ионов поливалентных металлов 18,0-23,0 г-экв/л образуется значительный объем гелевого осадка, способного снижать проницаемость промытых водопроводящих зон и пропластков. Объем осадка увеличивается по мере роста концентрации ПВВ в растворе.

В лабораторных условиях проведены фильтрационные опыты предлагаемого способа в сравнении с известным. Для этого использовали линейные насыпные модели пласта Арланского месторождения. Подготовку моделей пласта к опытам и фильтрационные исследования проводили по общепринятым методикам. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл.1,2.

Опыт 1 (3 цикла). Через модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 85,7% фильтровали минерализованную воду до полного отмыва нефти и до стабилизации перепада давления. Коэффициент нефтевытеснения составил 62%. Затем в модель по предлагаемому способу последовательно подавали оторочку хлористого кальция (0,15 поровых объемов (п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку полимера водного всесезонного ПВВ (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку хлористого кальция (0,15 п.о.), оторочку ПАП-КЗД (0,01 п.о.)). После трех циклов через модель фильтровали закачиваемую воду и продолжали вытеснение нефти до стабилизации перепада давления. Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 25% (опыт 1, табл.2). Действие предлагаемого и известного способов оценивали по изменению проницаемости модели пористой среды до и после закачки состава (K₁/К₂) по закачиваемой воде и дополнительно вытесненной нефти.

Опыт 2 (3 цикла). Через модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 86,1% фильтровали минерализованную воду до полного отмыва и до стабилизации перепада давления. Коэффициент нефтевытеснения составил 61,8%. Затем в модель по предлагаемому способу последовательно подавали оторочку хлористого магния (0,15 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку полимера водного всесезонного «ПВВ» (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку хлористого магния (0,15 п.о.), оторочку ПАП-КЗД (0,01 п.о.). После трех циклов через модель фильтровали закачиваемую воду и продолжали вытеснение нефти до стабилизации перепада давления Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 86,3%. Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 24,5% (опыт 2, табл.2).

Опыт 3. В третьей модели пласта (известный способ) последовательно фильтровали после закачиваемой воды (коэффициент нефтевытеснения - 60%) 5% раствор Al₂(SO₄)₃ (0,15 п.о.), оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку 1,4% раствор ПАА, оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку 5% раствора Al₂(SO₄)₃, затем переходили на фильтрацию закачиваемой воды (5,0 п.о.). Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 71%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11%.

Таблица 1.
Характеристика моделей пластаНомер опытаДлина, смДиаметр, смПроницаемость, мкм²Начальная нефтенасыщенность, %Остаточная нефтенас-ть, % после заводненияСр. скорость фильтрации, см/час120,53,12,385,732,66,0221,03,12,186,132,96,0320,73,11,884,934,06,0Таблица 2.
Результаты фильтрационных опытовНомер опытаПоследовательность закачивания агентовОбъем закачивания п.о.Перепад давления, МПаИзменение проницаемости модели после закачки составаКоэф. нефтевытеснения, д.е.123456Опыт 1. Цикл 1Закачиваемая вода5,00,027-0,620Раствор хлористого кальция (30%)0,150,028  Пресная вода0,20,028--ПВВ (10%)0,30,327--Пресная вода0,20,309--Раствор хлористого кальция (30%)0,150,341  Закачиваемая вода5,00,1852,70,730Цикл 2Раствор хлористого кальция (30%)0,150,190  Пресная вода0,10,195--ПВВ (10%)0,30,351--Пресная вода0,10,343--

123456 Раствор хлористого кальция (30%)0,150,340  Закачиваемая вода5,00,3104,80,79Цикл 3Раствор хлористого кальция (30%)0,150,309  Пресная вода0,050,312  ПВВ (10%)0,30,427  Пресная вода0,050,423  Раствор хлористого кальция (30%)0,150,417  ПАП-КЗД0,010,3986,850,87Закачиваемая вода5,00,409  Опыт 2. Цикл 1Закачиваемая вода5,00,028-0,618Раствор хлористого магния (20%)0,150,028  Пресная вода0,20,028--ПВВ (10%)0,30,331--Пресная вода0,20,320--Раствор хлористого магния (20%)0,150,353  Закачиваемая вода5,00,2053,10,743Цикл 2Раствор хлористого магния (20%)0,150,219  Пресная вода0,10,223--ПВВ (10%)0,30,368--Пресная вода0,10,363--Раствор хлористого магния (20%)0,150,365  Закачиваемая вода5,00,3805,00,761Цикл 3Раствор хлористого магния (20%)0,150,385  Пресная вода0,050,385--ПВВ (10%)0,30,461--Пресная вода0,050,460--Раствор хлористого магния (20%)0,150,465  

123456 ПАП-КЗД0,010,4417,010,893Закачиваемая вода5,00,4436,950,896Опыт 3. (прототип)Закачиваемая вода5,00,028-0,60Пресная вода0,050,028--Раствор Al₂(SO₄)₃0,150,029--Пресная вода0,050,041--Раствор ПАА 1,4%0,30,082--Пресная вода0,050,080--Раствор Al₂(SO₄)₃0,150,087˜˜Закачиваемая вода5,00,0672,40,71

Таким образом, применение предлагаемого способа позволило увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения в среднем в 2,25 раза по сравнению с известным.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

На участке неоднородного пласта, пробуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, расположенными на расстоянии 300 м, разработка которого ведется путем закачки воды в нагнетательную скважину (метод заводнения) проводят комплекс гидродинамических исследований (снимают профиль приемистости нагнетательной скважины и профиль притока добывающей скважины, степень выработанности пластов и т.д.). На основании этих исследований определяют наличие в пласте высокопроницаемого обводненного пропластка, его протяженность по отношению к забою скважины, а также его параметры: толщину, проницаемость, вязкость нефти и т.д.

Закачку реагентов производят агрегатом ЦА-320. В соответствии с технологией в течение года требуется закачать 1-3 цикла оторочки раствора хлористого кальция или магния, реагента ПВВ, сточной минерализованной воды и разделительной оторочки пресной воды. Причем закачивание оторочек каждого цикла необходимо проводить без остановок. Объем закачиваемых реагентов для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости и толщины пласта.

В нагнетательную скважину (после заводнения) закачивают (в течение 10-15 часов) последовательно оторочку хлористого кальция 30% в течение 3 часов, оторочку пресной воды в течение 2 часов, оторочку реагента ПВВ - 10% в течение 3 часов, оторочку хлористого кальция 30% в течение 3 часов, затем начинает работать система ППД в течение 24 часов (цикл I);

II цикл включает всю последовательность закачивания реагентов, лишь с той разницей, что оторочки пресной воды закачивают в течение 1,5 часа;

III цикл - то же, только время закачивания оторочек пресной воды - 1,0 час.

Вслед за закачиванием последнего цикла осадкообразующих агентов закачивается в течение 0,5 часа смесь соляной и уксусной кислоты ПАП-КЗД для освоения нагнетательной скважины под закачку воды системы ППД.

По прошествии 3 месяцев в течение 1,5 лет обводненность добываемой продукции скважины упала с 89% до 67%. Увеличилось содержание нефти в жидкости с 11% до 25-30%.

Способ предусматривает внедрение технологии закачки оторочек большеобъемных гелеобразующих составов (ПВВ) в нагнетательные скважины исходя из приемлемых геолого-физических условий, достаточно высоких отборов жидкости, а также наличия остаточных извлекаемых запасов нефти, дренируемых скважинами.

Технология не требует использования нестандартного, дорогостоящего оборудования. Все процессы закачки реагента проводятся на серийном оборудовании. Реагенты экологически безопасны, класс опасности - IV. Реагенты не влияют отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.

Таким образом, если частично изолировать обводнившиеся участки пласта или создать в них области с повышенным гидродинамическим сопротивлением, то вследствие перераспределения потоков закачиваемой воды, увеличивается охват запасов нефти. При этом количество воды, поступающей в обводнившиеся пласты, сокращается и, как следствие, уменьшается обводненность продукции и происходит закономерное повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи водонефтенасыщенных пластов и снижение обводненности добываемой нефти. Технический результат - увеличение добычи нефти и снижение попутно добываемой воды за счет оптимизации процесса заводнения продуктивных пластов, ограничения водопритока в высокообводненные добывающие скважины в результате равномерного распределения осадкообразования по всему обводнившемуся пропластку. В способе, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера - реагент водный всесезонный «ПВВ». До и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды. Все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи. После закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот ПАП-КЗД. 2 табл.

Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера подают реагент «ПВВ» - реагент водный всесезонный, причем до и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды, при этом все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи, затем после закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот ПАП-КЗД.