СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ПОДЗЕМНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2021 года по МПК E21B43/24 E21B33/138 C09K8/592 

Настоящее изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в частности, способам добычи нефти из подземных нефтяных месторождений.

В способе добычи нефти из подземных нефтяных месторождений для повышения выхода нефти блокируют обладающие высокой проницаемостью участки нефтяной формации путем закачки в месторождение по меньшей мере одной рецептуры, причем температуру рецептуры доводят до значения, при котором вязкость существенно повышается, только уже в месторождении, путем закачки водяного пара. Способ можно применять, в частности, на конечных стадиях разработки месторождений, между заводнением месторождений и вытеснения из них паром.

В природных нефтяных месторождениях нефть находится в полостях пористых пород-коллекторов, закрытых со стороны земной поверхности непроницаемыми покровными слоями. Помимо нефти, включая некоторую долю природного газа, месторождение также содержит более или менее соленую воду. Полости могут представлять собой очень мелкие полости, капилляры, поры и т.п., например, таковые диаметром всего лишь около 1 мкм; помимо этого формация, однако, может иметь и участки с порами большего диаметра и/или естественные разломы. В нефтяном месторождении могут присутствовать один или несколько нефтеносных слоев.

После буровой проходки до нефтеносных слоев нефть из-за естественного давления в месторождении сначала течет к добывающим скважинам и фонтанирует на поверхность земли. Эту фазу нефтедобычи специалисты называют первичной добычей. При неблагоприятных условиях в месторождении, например, высокой вязкости нефти, быстром падении давления в месторождении или высоком сопротивлении Течению в нефтеносных слоях, фонтанная добыча быстро прекращается. Посредством первичной добычи в среднем можно извлечь лишь 2-10% нефти, исходно имеющейся в месторождении. В случае вязких сортов нефти фонтанное поступление, как правило, вообще невозможно.

Поэтому, чтобы повысить отдачу, применяют методы так называемой вторичной добычи.

Самый распространенный способ вторичной нефтедобычи - это заводнение. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты закачивают воду. Из-за этого давление в месторождении искусственно повышается, и нефть выдавливается от нагнетательных скважин к добывающим скважинам. Заводнение при определенных обстоятельствах может существенно повысить степень отдачи.

В идеальном случае при заводнении водяной фронт, начинающийся от нагнетательной скважины, должен равномерно оттеснять нефть по всей нефтяной формации к добывающей скважине. На практике, однако, в нефтяной формации имеются участки, различающиеся по сопротивлению течению. Помимо мелкопористых пород-коллекторов, насыщенных нефтью, с высоким сопротивлением течению воды, имеются также участки с низким сопротивлением течению воды, как, например, природные или искусственные разломы или участки с высокой проницаемостью в породах-коллекторах. Такие проницаемые участки могут представлять собой и участки, из которых нефть уже извлечена. При заводнении нагнетаемая вода естественным образом течет от нагнетательной скважины к добывающей скважине по путям с низким сопротивлением течению. Вследствие этого мелкопористые насыщенные нефтью участки месторождения с высоким сопротивлением течению не заводняются, а из добывающей скважины извлекают все больше воды и все меньше нефти. В такой ситуации специалист говорит об «обводненности продукции». Указанные эффекты особенно выражены в случае тяжелых или вязких сортов нефти. Чем выше вязкость нефти, тем вероятнее быстрое обводнение продукции.

Для добычи нефти из месторождений с высокой вязкостью нефть можно также нагреть нагнетанием в месторождение горячего пара, что позволит снизить вязкость нефти. Как и при заводнении, однако, горячий пар и паровой конденсат тоже могут нежелательно быстро пробиться через зоны высокой проницаемости от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, из-за чего снижается продуктивность третичной добычи.

В настоящее время при разработке месторождений с вязкой нефтью обычно осуществляют оба этапа - сначала заводнение, а затем вытеснение паром. Блокировку каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром технологически затруднительно осуществить из-за очень высоких температур в окружении нагнетательной скважины.

На нынешнем уровне техники известны меры для закрытия таких зон высокой проницаемости между нагнетательными и добывающими скважинами посредством надлежащих мероприятий. Благодаря этому происходит блокировка зон высокой проницаемости с малым сопротивлением течению, а заводняющая вода или вытесняющий пар снова протекают по насыщенным нефтью слоям низкой проницаемости. Такие мероприятия известны также как «выравнивание профиля приемистости» (Conformance Control). Обзор мероприятий по выравниванию профиля приемистости приведен в публикации Borling et al. “Pushing out the oil with Conformance Control” в Oilfield Review (1994), начиная со стр. 44.

Для выравнивания профиля приемистости можно применять рецептуры определенных химических веществ, обладающие сравнительно низкой вязкостью, которые легко закачать в формацию, и вязкость которых значительно возрастает только после нагнетания в формацию в условиях, имеющих место в формации. Такие рецептуры содержат подходящие для увеличения вязкости неорганические, органические или полимерные компоненты. С одной стороны, повышение вязкости закачанной рецептуры может просто развиваться с временной задержкой. Известны, однако, также и рецептуры, у которых увеличение вязкости по существу запускается повышением температуры, когда закачанная рецептура постепенно нагревается в месторождении до температуры месторождения. Рецептуры, вязкость которых возрастает только в условиях, имеющих место в формации, известны, например, как «термогели» или «системы замедленного желатинирования» (delayed gelling systems). Продуктивное использование этих рецептур возможно, однако, только в месторождениях, температура которых превышает 60°C.

В заявке SU 1654554 А1 раскрыт способ добычи нефти, при реализации которого в нефтяные формации нагнетают смеси, содержащие хлорид алюминия или нитрат алюминия, мочевину и воду. При повышенной температуре в формации мочевина гидролизуется на диоксид углерода и аммиак. Образующийся аммиак существенно повышает значение рН воды, благодаря чему выпадает в осадок очень вязкий гель гидроксида алюминия, который закупоривает участки высокой проницаемости.

В заявке US 2008/0035344 А1 раскрыта смесь для блокирования подземных формаций с замедленным желатинированием, которая содержит по меньшей мере один растворимый в кислоте и пригодный к поперечной сшивке полимер, например, частично гидролизованный полиакриламид, частично нейтрализованную соль алюминия, например, хлорид гидроксида алюминия, а также активатор, который в условиях формации способен выделять основания, например, мочевину, замещенную мочевину или гексаметилентетрамин. Смесь предпочтительно применяют при температуре от 0 до 40°C, а желатинирование ее происходит при температурах выше 50°C, в зависимости от условий применения, в течение периода от 2 ч до 10 дней.

В патенте RU 2339803 С2 описан способ блокирования обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяных месторождениях, при реализации которого сначала определяют объем подлежащего блокированию участка с высокой проницаемостью. Затем в подлежащий блокированию участок нагнетают рецептуру на водной основе, содержащую карбоксиметилцеллюлозу, а также ацетат хрома в качестве агента поперечной сшивки, причем объем подлежащей закачке смеси составляет 15% от общего объема участка, подлежащего блокированию. На следующем этапе впрыскивают водную рецептуру, содержащую полиакриламид и агент поперечной сшивки.

В патенте RU 2361074 описан способ блокирования обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяных месторождениях с высокой температурой, при реализации которого по порциям закачивают рецептуры на основе мочевины и солей алюминия.

В публикации L.K. Altunina und V.A. Kushinov, Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), стр. 37-48 описаны различные термогели и их применение для нефтедобычи, в том числе термогели на основе мочевины и соли алюминия, а также термогели на основе эфиров целлюлозы.

В патенте US 4,141,416 раскрыт способ третичной нефтедобычи, при реализации которого в нефтяную формацию закачивают щелочной водный раствор силикатов для понижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз воды и нефти, и благодаря этому снижают это поверхностное натяжение. В одном из вариантов можно одновременно закупоривать проницаемые участки нефтяной формации, для чего на втором этапе дополнительно закачивают такие компоненты как, например, кислоты, которые способны формировать осадок, взаимодействуя со щелочным раствором силикатов.

В патенте US 4,300,634 описан способ блокировки участков высокой проницаемости с помощью пен. Для этого применяют способный вспениваться гель, который содержит воду, поверхностно-активное вещество, гелеобразователь, альдегид и фенольное соединение. Гель изготавливают на поверхности земли в баке путем смешивания компонентов, а затем закачивают в нефтяное месторождение. Гелеобразователь препятствует ценообразованию при закачивании. После этого в нефтяное месторождение нагнетают водяной пар, чтобы вызвать термическое разложение гелеобразователя. Из-за термического разложения гелеобразователя вязкость геля быстро снижается, так что может сформироваться пена, в которой внешнюю фазу образует вода, а газовую фазу - водяной пар.

Недостаток геля, описанного в патенте US 4,300,634 состоит в том, что из-за его высокой вязкости гель поступает только в ближние зоны нагнетательной скважины. Также невыгодно то, что пены относительно нестабильны, и могут опадать, так что способом, описанным в патенте US 4,300,634, удается добиться лишь ограниченной во времени блокировки зон высокой проницаемости в нефтяном месторождении.

Для формирования стабильных пен после пенообразования обычно необходимо выдержать паузу. При реализации способа из патента US 4,300,634 пенообразование происходит одновременно с гидродинамическим воздействием волны затопления на закачанный гель. Гидродинамическое воздействие особо сильно, в частности, в ближних зонах скважины, так что пены особо интенсивно повреждаются в ближних зонах скважины.

В патенте RU 2338768 С1 описан способ блокировки проницаемых участков в нефтяных месторождениях, при реализации которого в нефтяную формацию нагнетают в каждом случае по отдельности раствор, содержащий фосфат натрия, оксалат натрия, карбонат натрия и смесь карбоксиметилцеллюлозы с ксантаном, а также второй раствор, содержащий хлорид кальция, хлорид меди и хлорид алюминия, причем обе рецептуры под землей смешиваются. Чтобы предотвратить преждевременное перемешивание, между двумя рецептурами в нефтяную формацию можно закачать еще одну порцию воды. После смешивания рецептуры образуют осадки из труднорастворимых гидроксидов и солей кальция.

Время, которое необходимо описанным выше гелеобразующим рецептурам для формирования геля, зависит не только от состава и концентрации компонентов, но и, естественно, от температуры, причем гелеобразование происходит тем быстрее, чем выше температура. В то время как при температурах в 50-120°C для гелеобразования могут потребоваться часы, дни или вообще недели, при более высоких температурах гелеобразование происходит значительно быстрее. Так, согласно L.K. Altunina и V.А. Kushinov, Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), стр. 37-48 в гелеобразующей рецептуре, содержащей соли алюминия и мочевину, при 150°C формирование геля начинается через 40 мин, при 200°C через 20 мин, а при 250°C - через 10 мин. Если такие рецептуры закачивают в горячую нагнетательную скважину либо же в горячую формацию, то высок риск того, что гелеобразование начнется уже в непосредственной близости к нагнетательной скважине, поскольку скорость течения рецептуры в нефтяной формации по большей части столь низка, что рецептуры после закачивания нагреваются очень быстро.

Таким образом, закачанные рецептуры вообще не достигают участков высокой проницаемости, которые они, собственно говоря, должны блокировать; напротив, вязкие гели образуются уже возле нагнетательной скважины либо же в ближней зоне скважины. Участки высокой проницаемости в месторождении, однако, могут иметь протяженность в несколько сот метров. Таким образом, при использовании описанных выше термогелевых рецептур снижается только проницаемость ближней зоны скважины.

В настоящее время разработку месторождений с вязкой нефтью (более 30 сП) обычно осуществляют посредством следующих этапов - сначала заводнение, а затем вытеснение паром. Блокировку каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром технологически затруднительно осуществить, как это описано выше, из-за очень высоких температур в окружении нагнетательной скважины.

Поэтому задача настоящего изобретения состояла в представлении способа добычи нефти из нефтяных формаций, при реализации которого обводнение продукции снижается, степень извлечения запасов повышается, а каналы высокой проницаемости в нефтяной формации во время вытеснения паром надежно блокируются.

Эту задачу решают посредством нижеследующего способа добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включающего в себя следующие этапы:

(1) Нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, у которой при некоторой критической температуре T_K или выше нее наблюдается повышение вязкости, через по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один нефтеносный слой L, причем температура T_K выше температуры T_l по меньшей мере одного нефтеносного слоя L,

(2) Прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение,

(3) Добыча нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину,

причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры T_K, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной T_K.

В предпочтительной форме исполнения температура T_l нефтеносного слоя на этапе (1) составляет от 8 до 60°C.

Способ согласно изобретению обладает тем преимуществом, что путем глубокого проникновения рецептуры в зоны высокой проницаемости можно реализовать модификацию профиля вытеснения и в месторождениях с низкой температурой. Способ дает возможность блокировать также и остывшие (например, из-за заводнения) промытые зоны горных пород в месторождении. Расстояние между скважиной и местом, в котором должна произойти блокировка, при реализации способа согласно изобретению можно регулировать. Благодаря этому удается обеспечить эффективную блокировку зон высокой проницаемости, снизить обводнение продукции и повысить степень извлечения запасов нефти. Способ согласно изобретению пригоден, в частности, для применения при разработке месторождений с вязкой нефтью после завершения заводнения и до начала вытеснения паром, поскольку в месторождении, охлажденном заводнением, рецептуру можно закачать глубоко в проницаемые каналы, а блокировка каналов происходит благодаря вызванному температурой повышению вязкости при вытеснении паром лишь после этого.

Список фигур:

Фигура 1 Схематическое изображение изменения температуры между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами в нефтяном месторождении во время вытеснения паром (вертикальный разрез)

Фигура 2 Схематическое изображение желатинированной зоны в месторождении (горизонтальный разрез)

Фигура 3a и b Схематическое изображение желатинированной зоны (два варианта) в месторождении между двумя скважинами (горизонтальный разрез)

Фигура 4 Схематическое изображение изменения температуры между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами в нефтяном месторождении во время непрямого нагрева слоя, залитого рецептурой F (вертикальный разрез)

Фигура 5 То же, что и на фигуре 4, с тем отличием, что рецептуру F и теплоноситель закачивают через разные скважины.

Условные обозначения:

1: Нагнетательная скважина

2: Добывающая скважина

3: Зона/участок высокой проницаемости

4: Месторождение

5: Изменение (профиль) температуры

6: Рецептура F, у которой произошло повышение вязкости («гелевый упор»)

7: Нефтеносный слой L

8: Слой В

9: Не несущий нефти промежуточный слой

10: Рецептура F

11: Водяной пар

Подробно в отношении изобретения необходимо сказать следующее:

Способ добычи нефти согласно изобретению представляет собой способ вторичной или третичной добычи нефти, то есть его применяют после того, как первичная нефтедобыча, обусловленная собственным давлением месторождения, прекратилась, и давление в месторождении необходимо поддерживать нагнетанием воды и/или пара. При реализации способа блокируют участки высокой проницаемости в нефтеносном слое.

Месторождения

Месторождения могут представлять собой месторождения всех сортов нефти, например, таковые легкой или тяжелой нефти. В одной из форм исполнения изобретения месторождения представляют собой месторождения тяжелой нефти, то есть месторождения, содержащие нефть с плотностью в градусах API от 15 до 25° API. Предпочтительно, чтобы нефть, содержащаяся в нефтяном месторождении, имела вязкость по меньшей мере в 30 сП, особо предпочтительно - по меньшей мере 50 сП, измеренную при температуре T_l соответствующего нефтеносного слоя L в месторождении.

Для реализации способа по меньшей мере в один нефтеносный слой нефтяного месторождения пробуривают по меньшей мере одну добывающую скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Как правило, в нефтеносный слой обеспечивают несколькими нагнетательными скважинами и несколькими добывающими скважинами.

Способ

Согласно изобретению способ включает в себя по меньшей мере три этапа (1), (2) и (3), которые реализуют в этой последовательности, но не обязательно непосредственно друг за другом. Само собой разумеется, что способ может включать в себя и другие этапы, которые реализуют до, во время или после этапов (1), (2) и (3).

Предпочтительно реализовывать способ согласно изобретению после заводнения. Это означает, что до этапа (1) по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают воду или же водный раствор, а по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть. Под «водным раствором» в данном случае подразумевают смеси, которые преимущественно состоят из воды и одной или нескольких добавок, как, например, загустителей или поверхностно-активных веществ. Под термином «нефть» в этом контексте подразумевают, естественно, не чистую фазу нефти, а обычные эмульсии, включающие в себя нефть и формационную воду, которые добывают из нефтяных месторождений.

Температура закачанной воды либо же водной рецептуры обычно естественным образом составляет от 0 до 60°C, предпочтительно от 5 до 30°C. Температура воды зависит от времени года и от географического положения региона добычи. Если месторождение теплое, а для заводнения используют воду из месторождения, температура заводняющей воды также возрастает.

Благодаря закачке воды либо же водного раствора в области между нагнетательной и добывающей скважинами образуется зона, в которой нефть вытесняется водой.

Благодаря закачке воды либо же водного раствора исходная температура месторождения может измениться, то есть она может возрасти или снизиться, в зависимости от того, выше температура воды либо же водного раствора, чем исходная температура месторождения, или ниже.

Благодаря закачке воды либо же водного раствора в месторождении повышается давление, а в области между нагнетательной и добывающей скважинами образуются зоны ((3), см. фигуры 1-5), в которых нефть вытесняется водой либо же водным раствором. Эти зоны (3) характеризуются высокой или относительно высокой проницаемостью. Эти зоны (3) называют также водоносными «каналами». В этих каналах снижено сопротивление течению, и закачанная вода течет по каналам от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Это значительно снижает вытесняющий эффект заводняющей воды, вследствие чего возрастает обводнение продукции, а степень извлечения нефти из месторождения снижается. Эти отрицательные эффекты особенно выражены при разработке месторождений с вязкой нефтью, поскольку вязкую нефть тяжело мобилизовать. Зоны высокой проницаемости, однако, не обязательно должны быть созданы заводнением, а могут присутствовать в формации и по естественным причинам. Если в качестве заводняющей воды применяют водный раствор, содержащий загустители или поверхностно-активные вещества, то упомянутые отрицательные эффекты можно несколько ослабить, но заводняющая вода, однако, в конце концов всегда найдет путь с минимальным сопротивлением течению между нагнетательной и добывающей скважинами. Поэтому по окончании заводнения добыты оказываются в лучшем случае 10-40% нефти.

Если обводнение продукции возрастает сравнительно скоро после начала заводнения, это однозначно указывает на прорыв воды. При прорыве воды вода течет по зонам высокой проницаемости от нагнетательной скважины к добывающей скважине.

Этап (1)

Этап (1) можно применять, как только обводнение продукции станет слишком сильным или же будет зарегистрирован так называемый прорыв воды. При этом этап (1) можно провести непосредственно после заводнения.

Для подготовки этапа (1) может оказаться выгодно измерить температуру в области нагнетательной скважины и определить температурное поле нефтеносного слоя L в области, находящейся под влиянием заводнения. Методы определения температурного поля нефтяного месторождения, в принципе, известны специалисту. Распределение температуры определяют, как правило, измерениями температуры в определенных точках формации в сочетании с симуляционными расчетами, причем при симуляционных расчетах помимо прочего учитывают количества теплоты, введенные в формацию, а также количества теплоты, выведенные из формации. В качестве альтернативы можно характеризовать и каждый из участков по его средней температуре. Специалисту ясно, что представленный анализ температурных полей представляет собой лишь приближенное отображение реальной ситуации в формации.

Согласно изобретению предпочтительно, чтобы нефтеносный слой L на этапе (1) способа имел температуру от 8 до 60°С, предпочтительно в пределах от 8 о 50°С, по данным измерения у нагнетательной скважины.

Во время реализации этапа (1) способа в обладающие высокой проницаемостью зоны нефтяного месторождения в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной через по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один нефтеносный слой L нагнетают по меньшей мере одну водную рецептуру F, у которой при некоторой критической температуре T_K или выше нее наблюдается повышение вязкости.

Повышение вязкости водной рецептуры выше некоторой критической температуры T_K происходит, например, в силу желатинирования (гелеобразования), выпадения хлопьев или седиментации.

Помимо воды водная рецептура содержит один или несколько различных химических компонентов, которые при достижении критической температуры T_K вызывают повышение вязкости. Обычно водная рецептура содержит по меньшей мере два различных компонента. При этом речь может идти как о неорганических, так и об органических компонентах, а также о сочетаниях неорганических и органических компонентов.

Согласно изобретению в качестве рецептуры F применяют рецептуру, которая при температуре T_K или выше образует гель.

Надлежащие рецептуры известны специалисту; это, например, рецептуры на основе водорастворимых полимеров, как в патентах и заявках US 4,844,168, US 6,838,417 В2 или US 2008/0035344 А1; рецептуры по существу на основе неорганических компонентов описаны, например, в патенте SU 1654554 A1, US 4,889,563, патенте RU 2066743 С1, международной заявке WO 2007/135617, заявке CUS 7,273,101 В2 или заявке RU 2339803 С2. Надлежащие рецептуры представлены также в торговле.

В соответствии с предпочтительной формой исполнения по меньшей мере одна водная рецептура F содержит по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, и по меньшей мере один водорастворимый активатор, который при температуре, составляющей по меньшей мере T_K, вызывает повышение значения рН водной рецептуры.

Согласно изобретению предпочтительно, чтобы соединение М было выбрано из водорастворимых солей алюминия(III), коллоидных соединений кремния и их смесей, которые при добавлении к ним оснований способны образовывать гели. Как вариант возможно применение также и смесей на основе органических продуктов, например, эфиров целлюлозы. Особо предпочтительно, чтобы соединение М было выбрано из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты, коллоидный SiO₂ и их смеси. Частичные гидролизаты солей алюминия - это частично гидролизованные соли алюминия, например, гидроксихлорид алюминия. Значение рН рецептуры F, как правило, не превышает 5, предпочтительно не превышает 4.

Коллоидные соединения кремния предпочтительно представляют собой коллоидный SiO₂, который, что предпочтительно, должен характеризоваться средним размером частиц от 4 до 300 нм. Удельная площадь поверхности SiO₂ может составлять, например, от 100 до 300 м²/г.

В качестве водорастворимых активаторов можно применять все соединения, которые при нагреве до определенной температуры в водной среде высвобождают основания либо же связывают кислоты и таким образом обеспечивают повышение значения рН раствора (рецептуры). В качестве водорастворимых активаторв можно применять, например, мочевину, замещенную мочевину, например, N,N'-диметилмочевину, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси. Мочевина, например, гидролизуется в водной среде с образованием аммиака и СО₂.

Особо предпочтительно, чтобы водный раствор F содержал по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты и их смеси и по меньшей мере один водорастворимый активатор, выбранный из группы, которую образуют мочевина, замещенная мочевина, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси.

Из-за повышения значения рН образуются нерастворимые в воде и обладающие высокой вязкостью гели, включающие в себя ионы металлов, гидроксид-ионы, а также при необходимости и другие компоненты. В случае применения соединений алюминия может образоваться гидроксид алюминия или же гель гидрата гидроксида алюминия, который, разумеется, может содержать и другие компоненты, например, анионы использованных солей алюминия.

Рецептура F может в качестве опции помимо воды содержать и другие, органические растворители, способные смешиваться с водой. К примерам таких растворителей относятся спирты. Как правило, рецептура F должна содержать по меньшей мере 80 вес.-% воды относительно суммы всех растворителей в рецептуре F, предпочтительно по меньшей мере 90 вес.-%, а особо предпочтительно - по меньшей мере 95 вес.-%. Крайне предпочтительно применять в качестве растворителя только воду.

Концентрацию используемых соединений металлов специалист выбирает так, чтобы образовывался гель с желательной вязкостью. Для этого применяют по меньшей мере один водорастворимый активатор в такой концентрации, чтобы могло образоваться достаточное количество оснований, чтобы снизить значение рН настолько, чтобы действительно в осадок мог выпасть гель. Кроме того, количества либо же количественные соотношения могут также определять и время гелеобразования t_Gel. Чем выше концентрация активатора, тем выше - при заданной концентрации соединения металла - скорость гелеобразования. Специалист может использовать это соотношение, чтобы целенаправленно ускорить или замедлить гелеобразование. Скорость гелеобразования после превышения критической температуры T_K естественным образом определяется также температурой, имеющей место в нефтяном месторождении. В случае солей алюминия целесообразным оказалось количество в 0,2-3 вес.-% алюминия(III), относительно водной рецептуры. Количество по меньшей мере одного водорастворимого активатора при этом следует соразмерять по меньшей мере так, чтобы на моль Al(III) высвобождались 3 моль оснований.

Применяют, например, неорганическую смесь из 8 вес.-% AlCl₃ (рассчитанного как безводный продукт, это соответствует 1,6 вес.-% Al(III)), 25 вес.-% мочевины, а также 67 вес.-% воды. С учетом разбавления смеси в геологическом пласте выбирают максимальную концентрацию компонентов, а именно 17 вес.-% AlCl₃, 34 вес.-% мочевины, а остальное - вода. При таких концентрациях формирование геля при повышении температуры гарантировано даже в случае 8-кратного разбавления смеси. При закачке рецептуры в геологический пласт интенсивное разбавление имеет место преимущественно на краю заводненной зоны. Благодаря этому способность рецептуры формировать гель при повышении температуры сохраняется. Поскольку описанная выше неорганическая смесь представляет собой истинный раствор, осаждение, хлопьеобразование или желатинирование в геологическом пласте до повышения температуры исключено. Неорганический водный раствор на основе мочевины и соли алюминия может храниться на протяжении месяцев, без того чтобы его свойства изменились.

Рецептура F согласно изобретению не является гелем ниже критической температуры T_K. Только при критической температуре T_K или выше нее у рецептуры F появляются свойства геля.

Под гелем применительно к рецептуре F в данном тексте подразумевают, что рецептура F после желатинирования в условиях месторождения обладает значительно большей вязкостью, чем до желатинирования, предпочтительно в пределах от 200 до 5000 сП, предпочтительно в пределах от 400 до 3000 сП, а в особенности в пределах от 500 до 2000 сП. При этом вязкость измеряют в условиях месторождения при скоростях сдвига в пределах от 0,5 до 1,5 с^-1. Как правило, в желатинированной форме рецептура F имеет предел текучести.

В нежелатинированном состоянии рецептура F согласно изобретению не является гелем. Под этим подразумевают, что до желатинирования ее вязкость значительно ниже, чем после желатинирования, целесообразно в пределах от 5 до 100 сП, предпочтительно в пределах от 7 до 70 сП, а в особенности в пределах от 10 до 50 сП. В нежелатинированном состоянии у рецептуры F, как правило, нет предела текучести, либо же предел текучести имеется и находится значительно ниже такового в желатинированном состоянии.

Это дает то преимущество, что рецептуру F до желатинирования можно закачать глубоко в зоны с высокой проницаемостью, а после желатинирования она эффективно блокирует зоны высокой проницаемости.

В соответствии с предпочтительной формой исполнения при нагнетании водной рецептуры F в качестве первой порции закачивают рецептуру F с максимально возможной концентрацией компонентов. Затем концентрацию компонентов можно ступенчато или непрерывно снижать. Это гарантирует желатинирование рецептуры F, даже если под землей происходит разбавление. Если, например, рецептуру F на основе мочевины и соли алюминия нагнетают с максимальной концентрацией компонентов, то допустимо 8-кратное разбавление водой без ухудшения свойств геля.

В нижеследующей таблице 1 в качестве примера приведено время гелеобразования для смеси 8 вес.-% хлорида алюминия (рассчитанного как безводный продукт, это соответствует 1,6 вес.-% Al(III)), 25 вес.-% мочевины, а также 67 вес.-% воды.

Кроме того, рецептуры F могут включать в себя компоненты, способные ускорить или замедлить гелеобразование. Примеры таковых включают в себя дополнительные соли или нафтеновые кислоты. Помимо этого рецептуры F могут также включать в себя поверхностно-активные вещества и/или загустители, например, полимеры, обладающие эффектом загустителя. В качестве полимеров, действующих как загустители, можно добавить, например, полиакриламид, ксантан или другие биополимеры на основе полисахаридов. Обычно к рецептуре F добавляют столько загустителя, чтобы вязкость рецептуры незначительно возрастала, например, до 20-40 сП. Это не мешает закачке рецептуры в месторождение. Благодаря загустителю уменьшают потребный объем рецептуры, поскольку вязкая рецептура преимущественно проникает в обладающие высокой проницаемостью участки/каналы (3) и так сказать «депонируется» в них. Благодаря сгущению закачанной рецептуре значительно уменьшается также ее разбавление в геологическом слое, поскольку способность сред с различной вязкостью смешиваться друг с другом ниже, чем у сред с одинаковой вязкостью, и вязкая масса вытесняет пластовую воду из обладающих высокой проницаемостью зон.

Описанные выше предпочтительные рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, обладает тем преимуществом, что образуются неорганические гели. Эти гели формируются примерно при 70°C, и до температур в 300°C они стабильны и особо хорошо годятся для месторождений с очень высокими температурами, как, например, месторождения в конце вытеснения паром. Кроме того, неорганические гели можно при необходимости снова очень легко удалить из формации, для чего в формацию нагнетают кислоту и растворяют гели.

Критическая температура T_K описанных выше предпочтительных рецептур F, содержащих по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, - это температура гелеобразования конкретного неорганического компонента. У этих рецептур T_K составляет 60-70°C. - Поэтому эти рецептуры хорошо годятся для применения по окончании заводнения и до начала вытеснения паром.

Этап (1) способа можно реализовывать непосредственно перед началом нагнетания пара (этапа (2) способа), однако его можно осуществлять и за некоторое время до этапа (2) способа. Предпочтительно применяемые рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор, который при температуре, составляющей по меньшей мере T_K, вызывает повышение значения рН водной рецептуры, представляют собой, например, так называемые истинные растворы, и могут на протяжении месяцев находиться в месторождении, не теряя своей активности. Это означает, что и после хранения в месторождении на протяжении месяцев они демонстрируют повышение вязкости при повышении температуры по меньшей мере до T_K.

На этапе (1) способа по меньшей мере одну водную рецептуру F закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. Можно, однако, закачивать и более одной водной рецептуры F, например, можно последовательно друг за другом нагнетать порции двух или более различных водных рецептур. В качестве первой рецептуры при этом можно, например, закачивать недорогой раствор органического термогеля на основе простых эфиров целлюлозы. При температуре от 70 до 80°C рецептура образует гель, а вплоть до температур 180-200°C она сохраняет стабильность под землей. В качестве второй рецептуры можно применять одну из описанных выше водных рецептур F, которая содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из металлов и полуметаллов, а также по меньшей мере один водорастворимый активатор (в особенности мочевину). Эти рецептуры активны при температуре от 60 до 70°C, и вплоть до температур 280-300°C они сохраняют стабильность под землей.

Если расстояние между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной добывающей скважиной относительно велико, то для снижения расходов можно заполнять водной рецептурой всего только треть или половину общей протяженности каналов, находящихся между нагнетательной и добывающей скважиной. В большинстве случаев этого достаточно, чтобы эффективно модифицировать профиль.

Количество рецептуры F определяют после геолого-технического анализа участка месторождения. В большинстве случаев количество рецептуры F определяют, рассчитывая предел экономичности мероприятий. Если прорывы воды определяются преимущественно геологическими неоднородностями, а расстояние между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами мало, то потребность в водной рецептуре F относительно низка. Поскольку геофизические исследования могут обнаружить только часть неоднородностей, расчеты необходимого объема рецептуры F очень ненадежны. В этом случае наилучший метод - это идентификация выхода рецептуры F в соседних скважинах путем химического анализа обводненной нефти. После обнаружения рецептуры F в соседних скважинах закачку рецептуры F прерывают. Для вышеупомянутого месторождения оценочные количества рецептуры F составляют приблизительно 100-200 м³ на метр мощности нефтеносного пласта.

Если у обладающих высокой проницаемостью участков в нефтяном месторождении форма, например, пластовидная (проницаемость матрикса негомогенна), то потребность в водной рецептуре F значительно выше. В этом случае рецептурой F насыщается только часть зон высокой проницаемости. Здесь начинают играть роль экономические факторы. Для эффективной реализации способа объем закачанной рецептуры F должен (оценка) составлять по меньшей мере 10% от оценочного объема пор (относительно участков (слоев) высокой проницаемости) в нефтяном месторождении между нагнетательной и добывающей скважинами, предпочтительно по меньшей мере 20%, особо предпочтительно по меньшей мере 30%.

Той же цели служит вариант настоящего способа, при реализации которого непосредственно после нагнетания водной рецептуры проводят дополнительное заводнение. Дополнительное заводнение сдвигает фронт с водной рецептурой в направлении середины участков высокой проницаемости. При заполнении паром в средней области каналов с высокой проницаемостью формируется участок высокой вязкости. Этот вариант способа согласно изобретению схематически представлен на фигуре 3а.

Во время нагнетания водной рецептуры F по меньшей мере в одну нагнетательную скважину из по меньшей мере одной добывающей скважины можно отбирать нефть. В соответствии с предпочтительной формой исполнения во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится водная рецептура F, которую закачали по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, начинают этап (2).

В соответствии с еще одним вариантом настоящего способа во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится водная рецептура F, которую закачали по меньшей мере через одну нагнетательную скважину, из этой добывающей скважины временно более не отбирают нефть. При этом предпочтительно не отбирать нефть до тех пор, пока не начнется этап (2) способа.

Этап (2)

После этапа (1) на этапе (2) способа по меньшей мере часть закачанного водного раствора прямо (вариант 1) и/или косвенно (вариант 2) нагревают, нагнетая в нефтяное месторождение водяной пар. Предпочтительно, чтобы используемый водяной пар имел температуру от 200 до 350°C. Нагнетание водяного пара в нагнетательную скважину известно специалисту, равно как и подходящее для этого оборудование. Этот этап также известен под названием вытеснение паром. Вытеснение паром можно проводить с применением обычной, известной специалисту техники.

Вариант 1

При прямом нагреве водяной пар нагнетают прямо в нефтеносный пласт L, в который на этапе (1) нагнетали водную рецептуру F (вариант 1). В соответствии с предпочтительной формой исполнения для этого по меньшей мере в один нефтеносный пласт через по меньшей мере одну нагнетательную скважину нагнетают водяной пар.

В месторождении водяной пар относительно быстро превращается в паровой конденсат. Область, в которой происходит конденсация, обычно находится в радиусе 5-50 м от нагнетательной скважины. Горячий пар/паровой конденсат пытается течь к добывающей скважине через созданные при заводнении или уже имевшиеся ранее каналы высокой проницаемости. Эти каналы, однако, были заполнены водной рецептурой F на этапе (1) способа. Водяной пар/паровой конденсат сдвигает рецептуру в направлении добывающей скважины. Под воздействием горячего пара/парового конденсата в нефтеносном пласте L и в месторождени повышается температура. При этом водная рецептура тоже нагревается, пока при достижении критической температуры T_K вязкость рецептуры F не возрастет существенно, например, в силу формирования геля высокой вязкости. Чем дольше нефтеносный пласт (слой) L заполняют водяным паром, тем больше становится объем в нефтеносном пласте L, который заполнен рецептурой F, и в котором произошло повышение вязкости. Таким образом, каналы высокой проницаемости «закупориваются». Дальнейший нагнетаемый горячий водяной пар и образующийся горячий паровой конденсат затем текут в области, из которых при предыдущей нефтедобыче, например, при заводнении, нефть извлечена не была.

Схематическое изображение изменения температуры (5) и вертикального разреза нефтеносного пласта в месторождении после начала вытеснения паром представлено на фигуре 1. В области обладающих высокой проницаемостью каналов (3), в которых температура T_l нефтеносного пласта превышает критическую температуру T_K рецептуры, повышение вязкости произошло, например, посредством формирования геля, см. участок (6). На фигуре 2 виден горизонтальный разрез нефтеносного пласта L в нефтяном месторождении, где показаны распределение области (6), в которой произошло повышение вязкости, каналы высокой проницаемости (3), а также нагнетательная скважина (1) и несколько добывающих скважин (2).

Еще одна опция этого варианта состоит в том, чтобы после нагрева насыщенных рецептурой зон месторождения до критической температуры T_K снова перейти от вытеснения паром к заводнению. При этой опции вытеснение паром применяют только для того, чтобы осуществить повышение вязкости рецептуры. Эту опцию можно применять, в частности, при разработке месторождений с вязкостью нефти приблизительно от 20 до 50 сП.

Еще одна опция этого варианта состоит в том, чтобы закачивать теплоноситель (пар/паровой конденсат) и рецептуру F одновременно по меньшей мере в две различные скважины. При этой опции теплоноситель и рецептура F движутся в месторождении друг навстречу другу.

Вариант 2

При непрямом нагреве по меньшей мере части закачанной водной рецептуры F водяной пар нагнетают по меньшей мере в один другой слой В, который находится в термическом контакте с нефтеносным пластом L. Слой В предпочтительно также представляет собой нефтеносный пласт, которые может содержать нефть того же сорта или качества, что и пласт L, однако также и нефть других сортов или качества. «Находиться в термическом контакте» в настоящем тексте применительно к пластам L и В означает, что между ними возможна теплопередача. При этом они лежат так близко друг к другу, что при нагнетании водяного пара в слой В в слой L передается такое количество теплоты, которого достаточно, чтобы нагреть по меньшей мере часть закачанной в слой L водной рецептуры F по меньшей мере до T_K.

Вариант 2 способа предпочтительно применять в нефтяном месторождении, которое включает в себя по меньшей мере два нефтеносных слоя, находящихся в термическом контакте друг с другом. В таком случае нефтеносные пласты часто обладают различными свойствами. Это касается, например, проницаемости, пористости и вязкости нефти, пластового давления. Из-за этих различных свойств одновременная нефтедобыча из нескольких слоев часто затруднена или невозможна.

На фигуре 4 схематически показано такое месторождение с двумя нефтеносными слоями. Слой 7 обладает относительно высокой проницаемостью и насыщен нефтью, которую можно добыть посредством заводнения. Этот пласт (7) разрабатывают первым, для чего его заполняют водой. Поскольку проницаемость пласта (7) неоднородна, по прошествии определенного времени в добывающих скважинах (2) регистрируют прорывы воды. Поскольку обводнение продукции быстро возрастает, принимается решение на определенное время приостановить добычу из слоя (7). До приостановки нефтедобычи из слоя (7) этот пласт заполняют водной рецептурой F. В силу этого обладающие высокой проницаемостью каналы в пласте (7), которые дают возможность прорыва воды, заполняются рецептурой F. Критическая температура T_K водной рецептуры F превышает температуру T_l пласта (7).

После этого, применяя вытеснение паром, разрабатывают нижний нефтеносный пласт (8). В этом слое находится вязкая нефть, которую можно эффективно добыть из этого пласта только посредством вытеснения паром. При заполнении слоя (8) паром нагревается не только слой (8), но также и не нефтеносный промежуточный слой (9) и примыкающий к нему слой (7). При повышении температуры в пласте (7) до температуры T_K начинается повышение вязкости рецептуры F, а обладающие высокой проницаемостью зоны частично или полностью заполняются вязкой рецептурой. По завершении повышения вязкости слой 7 продолжают заполнять водой.

Толщина промежуточного слоя (9) может составлять от 1 до 5 метров. При нагнетании 300-600 тонн пара в сутки с температурой ок. 300°C температура пласта (7) через несколько месяцев достигает температуры T_K. Чтобы ускорить повышение вязкости, можно применять водную рецептуру F с низкой критической температурой, чтобы снизить разницу между температурой T_K и температурой T_l пласта 7.

В качестве водной рецептуры F можно применять неорганические и органические составы, температуру T_K которых можно регулировать. Например, возможно применение известных неорганических смесей на основе мочевины, соли алюминия и уротропина или же органических смесей на основе метилцеллюлозы и мочевины.

Вариант 2 можно осуществлять в соответствии со следующими схемами:

Схема 1: Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) → прекращение залива слоя L и последующее заполнение паром соседнего слоя В → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до TK.

Схема 2: Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) и одновременное заполнение паром соседнего слоя В → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до T_K.

В соответствии со схемой 2 заполнение зон высокой проницаемости водной рецептурой F осуществляют одновременно с заполнением соседнего слоя паром. Поскольку перенос температуры от заполненного паром слоя (пласта) в заводненный слой идет медленно, схему 2 легко реализовать.

Схема 3 (фигура 5): Заводнение слоя L → последующий залив слоя L водной рецептурой F (после того как повысится обводнение продукции) и одновременное или не одновременное заполнение паром соседнего слоя В через другую скважину → возобновление заводнения слоя L после повышения температуры этого слоя по меньшей мере до T_K.

Если разность между T_l (температурой слоя 3) и T_K относительно велика, то во время заполнения слоя 8 паром (фигуры 4, 5) повышение температуры слоя 3 контролируют (замеряют), а перекачку рецептуры F в слой 3 начинают только при разности температур (T_K-T_l) в 1-5°C.

После прекращения заполнения слоя 7 движение закачанных жидкостей (водной рецептуры F и воды, при необходимости, использованной для завершающего заполнения) минимально, и «вымывание» водной рецептуры F исключено. Водная рецептура F оказывается запасена в массиве горных пород. Свойства водной рецептуры F сохраняются неизменными многие месяцы. Вышеупомянутые органические рецептуры представляют собой, так называемые истинные растворы и не склонны к формированию осадков или к хлопьеобразованию.

В соответствии с еще одной формой исполнения в те добывающие скважины, в полученной из которых нефти регистрируют водную рецептуру F, закачанную по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, перед этапом (3) процесса нагнетают водяной пар. Таким образом в ближней области данной конкретной добывающей скважины также проводят модификацию профиля и закрывают каналы высокой проницаемости. Эта форма исполнения способа согласно изобретению схематически представлена на фигуре 3b. Предпочтительно, чтобы водяной пар, нагнетаемый в добывающие скважины, имел температуру от 200 до 350°C. Это мероприятие можно проводить как при реализации способа согласно изобретению по варианту (1), так и при реализации по варианту (2).

Этап (2) способа согласно изобретению реализуют до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной водной рецептуры F не нагреется по меньшей мере до T_K, так чтобы по меньшей мере у части закачанной водной рецептуры F произошло повышение вязкости, например, посредством гелеобразования, а обладающие высокой проницаемостью каналы благодаря этому оказались блокированы по меньшей мере до такой степени, чтобы при продолжении нефтедобычи имело место повышение объема добычи нефти либо же уменьшение обводнения продукции. В зависимости от формы исполнения длительность этого может быть меньше или больше. Если этап (2), например, осуществляют согласно варианту (1), то есть водяной пар нагнетают непосредственно в нефтеносный пласт L, то повышение вязкости в ближней окрестности скважины (радиусом 3-5 метров) происходит в большинстве случаев значительно быстрее, например, в пределах нескольких дней, например, за 1-3 дня. Если же этап (2) осуществляют в соответствии с вариантом (2), то обычно для достижения необходимой для повышения вязкости температуры T_K требуется больше времени. В зависимости от расстояния между затронутыми слоями L и В это может длиться и несколько месяцев, например, от 4 до 6 месяцев. Это не представляет собой проблему, в частности, тогда, когда на этапе (1) применяют истинные растворы, как описанные выше водные рецептуры F, содержащие по меньшей мере одно соединение М и по меньшей мере один водорастворимый активатор, поскольку эти рецептуры, будучи истинными растворами, стабильны в смысле хлопьеобразования и осаждения и не теряют свое свойство демонстрировать повышение вязкости при нагреве по меньшей мере до T_K и по прошествии нескольких месяцев хранения в месторождении.

В принципе, этап (2) согласно изобретению можно реализовывать в соответствии с вариантом (1) или вариантом (2), возможно также проводить конкретные мероприятия обоих вариантов одновременно или же последовательно друг за другом, то есть, на этапе (2) водяной пар можно нагнетать как в нефтеносный пласт L, так и в один или несколько также, возможно, присутствующих пластов В. Это можно осуществлять одновременно или попеременно друг за другом.

При необходимости после нагнетания по меньшей мере одной водной рецептуры F можно произвести еще и дополнительное заводнение, например, чтобы сдвинуть водную рецептуру глубже в нефтеносный пласт L.

Этап (3)

На этапе (3) продолжают добычу нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину. Нефтедобычу можно осуществлять обычными методами путем нагнетания в нефтяное месторождение средства вытеснения через по меньшей мере одну нагнетательную скважину и изъятия сырой нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину. Средство вытеснения может, в частности, представлять собой диоксид углерода, смесь газа и воды, воду, сгущенную воду и/или пар. По меньшей мере одной нагнетательной скважиной могут быть уже использованные для нагнетания рецептуры F на этапе (1) способа и водяного пара на этапе (2) нагнетательные скважины или же другие нагнетательные скважины, расположенные подходящим образом.

Само собой разумеется, что нефтедобычу можно продолжать и посредством других известных специалисту методов. Например, в качестве средств вытеснения можно применять и вязкие растворы содержащих силикат продуктов или сгущающих полимеров. При этом речь может идти о синтетических полимерах, например, о сополимерах, включающих в себя полиакриламид или акриламид. Кроме того, речь может идти и о биополимерах, как, например, об определенных полисахаридах.

Изобретение касается также произвольных сочетаний предпочтительных форм исполнения, постольку, поскольку они взаимно не исключают друг друга.

Ниже описано более подробное пояснение настоящего изобретения на основе примеров.

Применение способа в нефтяном поле

Ниже описан пример возможного способа осуществления.

Речь идет о типичном нефтяном месторождении с вязкой нефтью (150-190 сП до начала нефтедобычи). На одном из участков месторождения пробурены одна нагнетательная скважина и несколько добывающих скважин, и уже несколько лет его заводняют. Естественная температура месторождения составляет 37°C. По оценкам, после заводнения температура месторождения снизилась до 20-25°C (по меньшей мере, в хорошо «промытых» зонах). Вертикальная и горизонтальная проницаемость характеризуются выраженной анизотропией. В месторождении имеются многочисленные геологические неоднородности. Большинство геологических неоднородностей водоносны. Степень извлечения нефти в заводненном участке месторождения составляет 20%. Обводнение продукции достигло 94%, то есть 94% извлекаемой жидкости - это вода. Коммуникация, то есть течение нагнетаемого средства вытеснения между нагнетательными и добывающими скважинами, имеет место преимущественно по геологическим неоднородностям и нефтеносному слою с крайне высокой проницаемостью и малой мощностью.

Принимается решение о дальнейшей обработке месторождения вытеснением паром.

При математической симуляции установлено, что объем участков высокой проницаемости в радиусе 50 м от нагнетательной скважины составляет ок. 12000 м³ (гипотетический объем пор/полостей). Блокировки участков/каналов высокой проницаемости в радиусе 50 м вокруг нагнетательной скважины достаточно, чтобы эффективно модифицировать профиль для последующего вытеснения паром.

Непосредственно перед началом вытеснения паром в месторождение через нагнетательную скважину закачивают около 3000 м³ водной рецептуры следующего состава:

30 вес.-% мочевины,

18 вес.-% гидроксихлорида алюминия,

0,5 вес.-% полиакриламида и

51,5 вес.-% воды.

Данные по концентрации относятся к общей массе рецептуры.

При нагнетании и течении рецептуры в месторождении она разбавляется присутствующей в месторождении в радиусе 50 м вокруг нагнетательной скважины водой примерно в четыре раза, так что потенциальный объем геля составляет таким образом 12000 м³. При разбавлении рецептуры водой и последующем гелеобразовании рецептуры при вытеснении паром гель сохраняет желательные реологические свойства. Рецептура теряет желательные реологические свойства и, соответственно, способность модифицировать профиль лишь при разбавлении более чем в восемь раз. Затем закачивают 500 м³ воды. Полиакриламид служит для сгущения рецептуры F. Благодаря добавлению полиакриламида вязкость рецептуры (до желатинирования) достигает 10-40 сП. Слегка вязкая масса течет преимущественно по неоднородностям и по тонкому пласту высокой проницаемости.

Затем начинают заполнение горячим водяным паром. Температура пара составляет от 280 до 320°C. Благодаря своей высокой подвижности пар относительно быстро распространяется по месторождению и конденсируется, отдавая теплоту конденсации. Примерно через 3-5 дней температура в ближней зоне нагнетательной скважины превышает критическую температуру T_K. T_K - это в данном случае температура гелеобразования закачанной водной рецептуры, равняющаяся 60-70°C. Закачанная водная рецептура превращается в гель. Даже если горные породы в месторождении еще не достигли критической температуры T_K, горячий конденсат пара смешивается с водной рецептурой, благодаря чему температура рецептуры возрастает, и образуется гель, который частично или полностью блокирует поры и трещины в горной породе. Вязкость образующегося геля достигает 500-1500 сП. Вследствие этого пар и горячий конденсат пара перенаправляются в зоны месторождения, в которых при заводнении нефть была извлечена лишь в незначительной степени. С продолжением вытеснения паром температурный фронт смещается от нагнетательной скважины в направлении добывающей скважины. При этом объем геля в месторождении растет. В результате уровень нефтедобычи и степень извлечения нефти из месторождения возрастают, а обводнение продукции снижается.

Изобретение относится к технологии нефтедобычи, в частности к способам добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат – снижение обводнения продукции, повышение степени извлечения запасов, возможность глубоко закачать блокирующий состав в зоны с высокой проницаемостью в нефтяной формации, надежная блокировка каналов высокой проницаемости во время вытеснения паром. Способ добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, включающего по меньшей мере один нефтеносный слой L, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включает в себя следующие этапы: (1) нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, которая при нагреве до критической температуры T_K или выше образует гель, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L, причем температура T_L указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L составляет от 8 до 60°С и температура T_K выше температуры T_L указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L, (2) прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение, причем температура закачиваемого водяного пара составляет от 200 до 350°С, (3) добычу нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину, причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры T_K, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной T_K. 11 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

1. Способ добычи нефти из подземного нефтяного месторождения, включающего в себя по меньшей мере один нефтеносный слой L, в которое пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна добывающая скважина, включающий в себя следующие этапы:

(1) нагнетание по меньшей мере одной водной рецептуры F, которая при нагреве до критической температуры T_K или выше образует гель, через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L, причем температура T_L указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L составляет от 8 до 60°С и критическая температура T_K выше температуры T_L указанного по меньшей мере одного нефтеносного слоя L,

(2) прямой и/или непрямой нагрев по меньшей мере части закачанной на этапе (1) водной рецептуры F путем нагнетания водяного пара в нефтяное месторождение, причем температура закачиваемого водяного пара составляет от 200 до 350°С,

(3) добыча нефти через по меньшей мере одну добывающую скважину,

причем температура водной рецептуры F при нагнетании в соответствии с этапом (1) находится ниже ее критической температуры T_K, а этап (2) реализуют по меньшей мере до тех пор, пока по меньшей мере часть закачанной на этапе (1) водной рецептуры F не нагреется до температуры, по меньшей мере равной T_K.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для прямого нагрева на этапе (2) в указанный по меньшей мере один нефтеносный слой L через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину закачивают водяной пар.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для непрямого нагрева на этапе (2) в по меньшей мере один слой В в нефтяном месторождении, находящийся в термическом контакте с указанным по меньшей мере одним нефтеносным слоем L, закачивают водяной пар.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что слой В представляет собой нефтеносный слой.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до этапа (1) определяют температуру T_L.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вязкость нефти, содержащейся в указанном по меньшей мере одном нефтеносном слое L, измеренная при температуре T_L, составляет по меньшей мере 30 сП.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная по меньшей мере одна водная рецептура F содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, которую образуют хлорид алюминия, нитрат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, сульфат алюминия, их частичные гидролизаты и их смеси, и по меньшей мере один водорастворимый активатор, выбранный из группы, которую образуют мочевина, замещенная мочевина, гексаметилентетрамин, цианаты и их смеси.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная по меньшей мере одна водная рецептура F содержит загуститель.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что во время этапа (1) из указанной по меньшей мере одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится закачанная через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину водная рецептура F, начинают этап (2).

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что во время этапа (1) по меньшей мере из одной добывающей скважины отбирают нефть, и как только в отобранной нефти обнаружится закачанная по меньшей мере через одну нагнетательную скважину водная рецептура F, из этой добывающей скважины временно не отбирают нефть.

11. Способ по п. 9 или 10, отличающийся тем, что в добывающие скважины, в отобранной из которых нефти обнаруживается водная рецептура F, закачанная через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину, перед этапом (3) нагнетают водяной пар.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что закачиваемый водяной пар имеет температуру от 200 до 350°С.