СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Российский патент 2021 года по МПК E21B43/22 E21B43/26 C09K8/60 C09K8/508 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи залежей с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,05-0,01 мас. %, едкого натра и глинистой суспензии плотностью 1,02-1,08 г/см³ /1/.

Недостатком данного способа является небольшой объем тампонирующего осадка и его уменьшение во времени вследствие деструкции ПАА. Из-за этого снижается охват пласта заводнением и нефтеотдача залежи остается невысокой.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем чередующейся закачки оторочек полиакриламида, щелочного агента с добавкой (метацида) и глинистой суспензии через водонагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины /2/.

Известный способ позволяет сохранять во времени блокирующие свойства щелочной полимерсуспензионной композиции (ЩПСК), выровнить профиль приемистости водонагнетательных скважин и повысить нефтеотдачу залежи. Однако эффективность от применения способа низкая вследствие того, что при закачке раствор ПАА отфильтровывается в матрицу пласта. Это приводит к снижению объема ЩПСК, получаемого в трещинах, существующих в призабойных зонах водонагнетательных скважин, преждевременному прорыву воды в добывающие скважины и снижению текущей нефтеотдачи пласта.

В изобретении решается задача увеличения объема тампонирующего осадка щелочной полимерсуспензионной композиции, более длительного его сохранения во времени и повышения нефтеотмывающих свойств при воздействии на пласт.

Достижение указанного технического результата обеспечивается тем, что способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий чередующиеся закачки водных оторочек, содержащих полиакриламид, щелочной агент, глинистую суспензию, через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину, предусматривает, что закачивают, % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м³ - 40-60, затем последовательно - оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м³ - 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м³ с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентацией 0,1-0,15 кг/м³ - 25-55, и дополнительно закачивают раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ в виде комплексного ПАВ с его концентрацией 3 кг/м при объеме раствора 20-50 м³, закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.

Причем в качестве щелочного агента используют соду кальцинированную.

Существенными признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины;

2. чередующаяся закачка оторочек полиакриламида, щелочного агента и глинистой суспензии через водонагнетательные скважины;

3. закачка сначала глинистой суспензии, затем щелочного агента и затем полиакриламида с добавкой;

4. закачка полиакриламида в виде водной дисперсии;

5. закачка в качестве добавки к полиакриламиду бактерицида ATREN-BIO;

6. дополнительная закачка оторочки комплексного ПАВ;

7. закачка на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.

Сущность изобретения

При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым интервалам коллектора в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению текущей нефтеотдачи пласта. Для предупреждения и борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым интервалам коллектора проводят работы по выравниванию профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата плата воздействием. Однако эффективность от проведения работ низкая вследствие того, что при закачке, в том числе по прототипу, водный раствор ПАА отфильтровывается из трещины в матрицу пласта. Это приводит к снижению объема тампонирующего осадка, получаемого в трещине, преждевременному прорыву воды в добывающие скважины и снижению текущей нефтеотдачи пласта.

ПАА закачивают в виде водной дисперсии, а в качестве добавки используют бактерицид ATREN-BIO, который выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2458-011-82330939-2009, Бактерицид для буровых растворов ATREN-BIO, введен в действие с 01.02.2009, с изм. №1-6, представляет собой продукт на основе пропиленгликолей и силоксанов. В качестве щелочного агента предлагается использовать любые известные щелочные агенты - гидроксиды, карбонаты, в т.ч. гидрокарбонаты, или силикаты натрия, калия. Наиболее предпочтительно использовать кальцинированную соду (ГОСТ 5100-85, Сода кальцинированная, 1984, с изм. №1), как менее токсичную и более безопасную. В качестве поверхностно-активного вещества используется любое комплексное ПАВ, например, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином, по ТУ 2483-015-17197708-97; Atren-SA, представляющий собой композицию поверхностно активных веществ - аминированных алкилгликолей и стабилизирующих добавок, по ТУ 2458-032-63121839-2011; РСН, представляющий собой углеводородно-спиртовой раствор ионогенных и неионогенных ПАВ и модификаторов, по ТУ 20.59.59-214-14023401-2018; БИКСОЛ, представляющий собой систему катионных и неионогенных синтетических ПАВ, по ТУ 2483-002-90222887-82.

Известно, что при нагнетании воды в многопластовые скважины в пластах (пропластках), сложенных терригенными породами, открывается одна или несколько трещин, причем в более проницаемых интервалах. При этом давление раскрытия трещин составляет 0,5-0,7 Рг (горного давления). Более точно давление раскрытия трещин можно определить при исследованиях скважины на приемистость и построении индикаторных диаграмм. Излом кривой на индикаторной диаграмме соответствует давлению раскрытия трещин в пласте. При сравнении индикаторных диаграмм, построенных до и после обработки нагнетательных скважин, можно судить об эффективности воздействия по изменению удельной приемистости трещины.

При закачке оторочек на максимально допустимой скорости (определяется техническими характеристиками насосного агрегата и оборудованием скважины) при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора частицы глины и полиакриламида проникают только в трещины, раскрывшиеся в высокопроницаемом пропластке. При продавливании оторочек в пласт происходит упаковка частиц глины и полимера в трещинах.

Примеры конкретного выполнения по заявленному изобретению.

Пример 1. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 22 м; пористость - 0,18; абсолютная проницаемость - 0,120 мкм²; температура пласта - 82°С; начальное пластовое давление - 25,0 МПа; отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков равно 3,2; толщина глинистой перемычки между пропластками - 4 м.

По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.

По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.

В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последовательно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 20 кг/м³) - 40% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 2,0 кг/м³) - 5% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 0,8 кг/м³) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,11 кг/м³) - 55% об., и раствор комплексного ПАВ Нефтенол ВВД (концентрацией 3,0 кг/м³) - 20 м³. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 24%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.

Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.

По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.

В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последовательно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 50 кг/м³) - 60% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 3,0 кг/м³) - 15% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 1,0 кг/м³) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,11 кг/м³) - 25% об., и раствор комплексного ПАВ РСН (концентрацией 3,0 кг/м³ ) - 30 м³. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 27%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.

Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.

По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.

В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последова-тельно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 80 кг/м ) - 50% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 5,0 кг/м³) - 10% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 1,25 кг/м³) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,15 кг/м³) - 40% об., и раствор комплексного ПАВ Atren-SA (концентрацией 3,0 кг/м³ ) - 50 м³. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 28%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.

В таблице 1 приведены сравнительные результаты.

Для сравнения предлагаемого технического решения с прототипом были проведены лабораторные исследования. Результаты приведены в таблицах 2 и 3.

Таким образом, использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет за счет увеличения объема тампонирующего осадка ЩПСК и сохранения его во времени достигать более длительного эффекта, увеличивать охват пласта воздействием. За счет более полного охвата пластов воздействием и повышения нефтеотмывающих свойств композиции увеличить нефтеотдачу залежи. Закачку чередующихся оторочек реагентов возможно повторять несколько раз, суммарный объем закачки подбирается исходя из геолого-физической характеристики конкретной скважины и требуемого радиуса обработки.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки.

1. Патент РФ № 2044872, Е21В 43/22, 1995 г.

2. Патент РФ № 2127803, Е21В 43/22, 1998

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного пласта за счет увеличения объема тампонирующего осадка, более полного охвата пласта воздействием и увеличения нефтеотмывающих свойств композиции. Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами включает чередующиеся закачки водных оторочек через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину. В качестве оторочек закачивают, в % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м³ 40-60, затем последовательно: оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м³, 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м³ с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентрацией 0,1-0,15 кг/м³ 25-55, и дополнительно закачивают раствор комплексного поверхностно-активного вещества ПАВ с его концентрацией 3 кг/м³ при объеме раствора 20-50 м³. Закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора. 3 табл., 3 пр.

1. Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий чередующиеся закачки водных оторочек, содержащих полиакриламид, щелочной агент, глинистую суспензию, через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину, отличающийся тем, что закачивают, в % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м³ - 40-60, затем последовательно: оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м³, - 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м³ с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентрацией 0,1-0,15 кг/м³ - 25-55, и дополнительно закачивают раствор поверхностно-активного вещества ПАВ в виде комплексного ПАВ с его концентрацией 3 кг/м³ при объеме раствора 20-50 м³, закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соду кальцинированную.