Способ регулирования разработки нефтяных месторождений Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки месторождений заводнением и изоляции водо- притока нефтяных и газовых скважин с целью повышения нефтегазоотдачи пласта.

Известен способ регулирования разработки месторождений путем закачки водного раствора полиакриламида. Однако этот способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватой или высокопроницаемой породой (свыше 2 мкм ), т.е. молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды в такой пористой среде даже при больших концентрациях его в растворе (0,3-0,5%).

Известен способ регулирования разработки, включающий попеременную закачку 0,05-0,1% водного раствора полиакриламида и 1-6% водной дисперсии бентонитовой глины. Однако он недостаточно эффективен, т.к. ассоциаты частичек глины, образующиеся за счет адсорбции их на молекуле полиакриламида при смешении в пористой среде водного раствора полиакриламида с водной суспензией глины, обладают невысокой регулирующей способностью вследствие низкой их прочности по отношению к потоку воды.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет образования в пористой среде ассоциатов глины с полиакриламидом с высокой регулирующей

СО Ю

Ьь

со

способностью по отношению к закачиваемой воде.

Указанная цель достигается тем, что водный раствор полиакриламида и водную дисперсию бентонитовой глины закачивают в виде смеси, содержащей 0,5-10% бентонитовой глины и 0,05-0,5% полиакриламида при их соотношении не более 20, а перед закачкой воды в пласт закачивают соляную кислоту.

Сущность способа заключается в том, что закачиваемая смесь бентонитовой глины и полиакриламида в воде при их соотношении не более 20 кинетически устойчива (не расслаивается) и, как и в известном способе, образуются малопрочные ассоциаты глины с полиакриламидом. Однако при смешивании их с кислотой, например, соляной, закачиваемой за дисперсией глины в водном растворе полиакриламида, образуются прочные ассоциаты, представляющие собой при концентрации полимера выше 0,1 % и глины выше 3% высоковязкие и резинопо- добные гели. Упрочнение дисперсии глины в растворе полимера в присутствии кислоты объясняется подавлением отрицательного заряда как поверхности глины, так и молекулы полиакриламида. Они переходят в слабодиссоциированные алюмокремниевые кислоты и звенья акриловой кислоты в молекуле полиакриламида, которые образуют между собой прочные ассоциаты за счет водородной связи, В результате частицы глины прочно удерживаются на молекуле полиакриламида за счет водородной связи как с акрилатной, так и с акриламидной частью молекулы полиакриламида. В итоге при низких концентрациях глины и полиакриламида кислые ассоциаты глины в полиакриламиде больше по размеру и прочности, чем нейтральные их ассоциаты в известном способе, то приводит к лучшему перераспределению закачиваемой за ними воды из высокопроницаемой части, как правило водонасыщенной части пласта. Как следствие этого, эффективность способа выше эффективности известного.

Изобретение иллюстрируется следующими примерами. При этом эффективность способов оценивают по регулирующей способности (PC) закачиваемых химреагентов изменять объемную скорость фильтрации воды через высоко- и низкопроницаемые пропластки.

Опыты проводят на неоднородной по проницаемости модели пласта по следующей методике.

Модель пласта, представленная двумя параллельными трубками (кернами) из насыпного песка длиной 17,3 см и диаметром

2,5 см с общим входом и раздельным выходом, насыщают водой с суммарным содержанием солей 4,1% определяют проницаемость каждого керна по воде. Она

составляет для высокопроницаемого керна 25-52 мкм2, а для низкопроницаемого 0,24- 0,71 мкм 2. Затем воду в каждом керне вытесняют (тремя объемами керна нефтью вязкостью 8,2 мПа-с при 20°С. Керны объе0 диняют в модель с общим входом и закачивают воду с суммарным содержанием солей 0,034 % до предельной обводненности проб жидкости, выходящих их высокопроницаемого керна. При этом определи ют объ5 емы жидкости, выходящие из высоко- (VB) и низкопроницаемого (VH) кернов за единицу времени, и по ним рассчитывают регулирующую способность воды по формуле

РГ2 . 0 KU VH .

Затем по данному способу последовательно закачивают 1 объем пор модели испытываемой дисперсии 0,25-10% бентонитовой глины в 0,025-0,5% водном 5 растворе полиакриламида (ПАА) и оценивают РСд, 1 объем пор модели соляной кислоты (оценивают РСна) и 4 объема пор воды и

определяют РСв.

Для оценки влияния соляной кислоты по данному способу ставится контрольный опыт, за дисперсией глины в водном растворе ПАА закачивали 4 объема пор воды (без закачки перед водой соляной кислоты).

По способу-прототипу в модель пласта закачивают в два цикла по 0,5 объема пор водного раствора ПАА и водной дисперсии глины, а затем 4 объема пор воды. При этом расход ПАА и глины в этих опытах одинаков с их расходом в сравниваемых опытах по

0

5

0

данному способу. Рассчитывают PC после

закачки последней оторочки глины (РСП) и

после воды (РСв).

Способ тем эффективнее для регулиро5 вания разработки, чем меньше РСв.

Характеристика моделей по проницаемости и результаты опытов приведены в таблице, из которой видно, что данный спо- 0 соб в несколько раз эффективнее способа- прототипа (ср. опыт 2 с 6,3 с 7).

При этом в большинстве опытов модель пласта высоконеодкородна по проницаемости, и вода при остаточной нефтенасыщен- 5 ности не движется по низкопроницаемому

керну. Отсюда PCi - °°. Использование дисперсии 0,25% глины в 0,025% раствора ПАА показало на отсутствие эффекта по регулированию (РСв °° в опыте 1). Однако увеличение содержания их в водной дисперсии в два раза - эффективно (см. опыт 8), т.е. вода движется и по низкопрницаемому керну. Поэтому нижней концентрацией глины в составе принимаем 0,5%, а полиакриламида 0,05%. Увеличение их содержания в составе соответственно до 2,5 и 0,1 %, ведет к отключению высокопроницаемого керна, и вода движется только по низкопроницаемому керну (см. опыт 3), а увеличение их содержа- ния до 10-0,5% - к полной водоизоляции пласта модели пласта, т.е. вода при определенном градиенте давления (АР) не движется ни через высоко-, ни через низкопроницаемый керны. Отсюда за верхний предел содержания глины в составе принимаем 10%,аПАА-0,5%.

В промысловой практике данный способ может быть использован для регулирования разработки месторождения путем закачки состава с содержанием глины до 2,5% и полимера до 0,1% через нагнетательные скважины, а для изоляции водопри- тока в добывающие скважины, перетоков между пластами и других технических ме- роприятий, связанных с большими градиентами давления, - путем закачки состава с большим содержанием глины и полиакриламида до снижения приемистости или увели

чения давления закачки на , а затем соляной кислоты и воды.

Использование способа позволит повысить качество изоляционных работ по ограничению перетоков между пластами и водопритока в нефтяные скважины и может быть применено для регулирования разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию. Формула изобретения Способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, водной дисперсии бентонитовой глины и воды, отличающийся тем, что, с целью повышения его эффективности за счет образования в пористой среде ассоциатов глины с полиакриламидом с высокой регулирующей способностью по отношению к закачиваемой воде, водный раствор полиакриламида и водную дисперсию бентонитовой глины закачивают в виде смеси, содержащей 0,5-10% бентонитовой глины и 0,05-0,5% полиакриламида при их массовом соотношении не более 20, а перед закачкой воды в пласт закачивают соляную кислоту.

Способ регулирования разработки нефтяных месторождений. Сущность изобретения: в пласт закачивают водный раствор полиакриламида и водную дисперсию бентонитовой глины в виде смеси. Смесь содержит 0,5-10% бентонитовой глины и 0,05-0,5% полиакриламида при их соотношении не более 20. После закачки смеси в пласт закачивают соляную кислоту и воду. Повышение эффективности способа обеспечивается за счет образования в пористой среде ассоциатов глины с полиакриламидом с высокой регулирующей способностью по отношению к закачиваемой воде. В результате реализации способа увеличивается коэффициент нефтеотдачи пласта улучшается разработка месторождений. 1 табл. СО с

Характеристика моделей пласта по проницаемости и регулирующая способность (PC) различных дисперсий глину и жидкостей на этих моделях