Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, и может быть использовано для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, обводненных высокоминерализованными водами.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия. Между оторочками полиакриламида и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды (патент РФ №2086757, опубл. 1997.08.10).

В известном способе при последовательном закачивании раствора полиакриламида и соли алюминия происходит адсорбция частиц полиакриламида на поверхности пор, что исключает контакт катионов Al³⁺ с породой и приводит к образованию системы недостаточной вязкости.

Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла 1-30%-ной концентрации, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента. В качестве соли многовалентного металла используют алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином (патент РФ №2039225, опубл. 1995.07.09 - прототип).

Способ надежно работает в пластах с минерализацией пластовой воды не выше 130 г/л. В пластах с минерализацией пластовой воды выше 250 г/л не создаются прочные потокоотклоняющие экраны, что приводит к невысокому охвату продуктивного пласта воздействием и невысокой нефтеотдаче залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи продуктивного пласта с минерализацией пластовой воды более 250 г/л.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательную закачку в пласт водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента, согласно изобретению в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают водный раствор соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водную суспензию дисперсных минеральных частиц и вытесняющий агент, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, водный раствор соли поливалентного металла используют 15-20% концентрации, в качестве соли поливалентного металла используют алюмохлорид, или сульфат алюминия, или хлористое железо, в водную суспензию дисперсных частиц горных пород вводят сшивающий агент, а продвигают каждый раствор буферной водой с минерализацией выше 250 г/л.

Признаками изобретения являются:

1. последовательная закачка в пласт водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента;

2. в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачка водного раствора соли многовалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц и вытесняющего агента, приготовленных на воде с минерализацией выше 250 г/л;

3. использование водного раствора соли поливалентного металла 15-20% концентрации;

4. использование в качестве соли поливалентного металла алюмохлорида, или сульфата алюминия, или хлористого железа;

5. наличие в водной суспензии дисперсных частиц горных пород сшивающего агента;

6. продвижение каждого раствора буферной водой с минерализацией выше 250 г/л.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Задача создания надежно работающих потокоотклоняющих экранов решена для пластов с минерализацией пластовой воды не выше 130 г/л. В пластах с минерализацией пластовой воды выше 250 г/л пластовая вода не позволяет создать устойчивую вязкую массу, снижает флокулирующие свойства дисперсных частиц. Все это приводит к невысокому охвату продуктивного пласта воздействием и невысокой нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Предлагаемый способ основан на создании эффективного воздействия на неоднородный нефтяной пласт, насыщенный водами с минерализацией выше 250 г/л. За счет взаимодействия в высокопроницаемых прослоях солей поливалентного металла с солями пластовой воды и с раствором полиакриламида, а также с дисперсными минеральными частицами горных пород удается перераспределить фильтрационные потоки и за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев пласта увеличить нефтеотдачу залежи.

Способ включает в себя последовательную закачку в пласт водного раствора соли поливалентного металла, водорастворимого полимера и дисперсных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и последующую закачку вытесняющего агента, где растворы полимера, суспензии дисперсных частиц приготовлены на воде с минерализацией выше 250 г/л. Буферная вода также имеет минерализацию выше 250 г/л.

Для выполнения технологии могут быть использованы следующие реагенты:

в качестве соли поливалентного металла:

- алюмохлорид - отход алкилирования бензола олефином, ТУ-38-302163-89;

- сульфат алюминия по ГОСТ 12966-85 с изм. 1, 2

- хлористое железо по ГОСТ 4147

в качестве водорастворимого полимера:

- полиакриламид по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 2-01-1049-81;

в качестве сшивающего агента:

- ацетат хрома (Сr(СНСОО)₃) по ТУ 6-09-5380-88;

- хромокалиевые квасцы (CrK(SO₄)₂) по ГОСТ 4162-79;

- бихромат калия по ГОСТ 2652-78;

- бихромат натрия по ГОСТ 2651-88;

- хромовые квасцы (Сr(SO₄)₃) по ГОСТ 4472-78;

в качестве дисперсных частиц горных пород

- глинопорошок по ТУ 39-08-058-81, ОСТ 39-202-86;

в качестве вытесняющего агента и буферной воды используют воду с минерализацией выше 250 г/л.

Водный раствор соли поливалентного металла используют 15-20% концентрации. Водорастворимый полимер используют в виде водного раствора 0,05-0,1% концентрации. Водную суспензию дисперсных минеральных частиц используют 1-4% концентрации. В качестве вытесняющего агента и буферной воды используют воду с минерализацией выше 250 г/л. В водную суспензию дисперсных частиц горных пород вводят сшивающий агент в концентрации 0,1-0,2%.

Водный раствор соли поливалентного металла закачивают в объеме 20-60 м³. Раствор водорастворимого полимера закачивают в объеме 40-120 м³. Водную суспензию дисперсных минеральных частиц закачивают в объеме 40-120 м³.

Буферную воду закачивают между водным раствором соли поливалентного металла и раствором водорастворимого полимера в объеме 3-10 м³. Буферную воду также закачивают между раствором водорастворимого полимера и водной суспензией дисперсных минеральных частиц в объеме 3-10 м³.

После закачки в пласт водного раствора соли поливалентного металла происходит его частичное взаимодействие с солями пластовой воды с минерализацией выше 250 г/л, что создает благоприятные условия для образования устойчивой полимердисперсной системы, а также происходит модификация поверхности пористой среды за счет изменения состояния заряженности с отрицательного на положительное. Это способствует дальнейшей адсорбции частиц полимера и глины, закачиваемых вслед, что приводит к повышению прочности их сцепления.

В целях повышения прочности новообразований в водную суспензию дисперсных частиц горных пород добавляют сшивающий агент. Подбором концентраций реагентов регулируют время сшивки полимера, что дает возможность получить сшитый полимер в различных зонах пласта.

При закачке сшивающего агента с суспензией дисперсных частиц сшивающий агент внедряется в частицы полимера и дисперсные частицы. Дисперсные частицы начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полимера. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием многократно сшитой полимердисперсной системы высокой прочности. Образовавшаяся в высокопроницаемых зонах пласта многократно сшитая полимердисперсная система приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать на основе предложенного технического решения эффективный способ разработки неоднородного нефтяного пласта, насыщенного пластовыми водами с минерализацией выше 250 г/л. Этот способ создает в пласте полимердисперсную систему, обладающую повышенной вязкостью, и обеспечивает прочность сцепления полимердисперсной системы с породой пласта.

Примеры конкретного выполнения

В лабораторных условиях изготавливают модели неоднородного пласта со следующими характеристиками: проницаемость для высокопроницаемых пропластков равна 3,0-5,1 мкм², для низкопроницаемых пропластков - 0,24-0,51 мкм²; пористость для высокопроницаемых пропластков равна 27-30%, для низкопроницаемых пропластков - 21-26%; начальная нефтенасыщенность высокопроницаемых пропластков равна 70-80%, низкопроницаемых пропластков - 71-79%.

Модели представляют собой параллельно соединенные два гидродинамически не связанных разнопроницаемых пропластка, заполненные пористой средой - кварцевым песком. Далее модели насыщают пластовой водой с последующим вытеснением ее пластовой нефтью. Затем проводят первичное заводнение водой с минерализацией выше 250 г/л. Затем через модели прокачивают реагенты. Эффект от воздействия реагентов на неоднородный пласт определяют методом перераспределения фильтрационных потоков в разнопроницаемых пропластках и приростом коэффициента нефтеотдачи.

Пример 1. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 270 г/л, последовательно закачивают 15%-ный раствор отхода производства алкилирования (алюмохлорид), буферную жидкость с минерализацией 270 г/л, 0,05%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 270 г/л и 1%-ную глинистую суспензию с 0,1%-ным содержанием сшивающего агента - ацетата хрома. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 270 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 270 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,2%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,5.

Пример 2. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 260 г/л, последовательно закачивают 17%-ный раствор сульфата алюминия, буферную жидкость с минерализацией 260 г/л, 0,08%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 260 г/л и 2%-ную глинистую суспензию с 0,15%-ным содержанием сшивающего агента - хромокалиевыми квасцами. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 260 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 260 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,1%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,4.

Пример 3. В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 251 г/л, последовательно закачивают 20%-ный раствор хлористого железа, буферную жидкость с минерализацией 251 г/л, 0,1%-ный водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферную жидкость с минерализацией 251 г/л и 4%-ную глинистую суспензию с 0,2%-ным содержанием сшивающего агента - бихромата калия. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 251 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 251 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 19,4%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 9,7.

Пример 4 (известный способ - прототип)

В модель неоднородного пласта, отмытого водой с минерализацией 260 г/л, последовательно закачивают 20%-ный раствор отхода производства алкилирования (алюмохлорид), водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,07%-ной концентрации, глинистую суспензию 2%-ной концентрации с 0,15% содержанием сшивающего агента - бихромата калия. Растворы полиакриламида и глинистой суспензии приготовлены на воде с минерализацией 130 г/л. В качестве буферной воды также используется вода с минерализацией 130 г/л. Далее закачивают вытесняющий агент - воду с минерализацией 130 г/л. Максимальный прирост нефтеотдачи после обработки составил 8,2%, а максимальный остаточный фактор сопротивления 3,5.

Из представленных данных следует, что предложенный способ по сравнению с прототипом имеет ряд преимуществ: остаточный фактор сопротивления в среднем выше в 2-3 раза и прирост коэффициента нефтеотдачи в среднем выше на 11,0%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в обводненный пласт водных растворов соли поливалентного металла, водорастворимого полимера, водной суспензии дисперсных минеральных частиц с продвижением каждого реагента буферной водой и вытесняющего агента, отличающийся тем, что в пласт, обводненный пластовой водой с минерализацией выше 250 г/л, закачивают указанные растворы и суспензию, приготовленные на воде с минерализацией выше 250 г/л, используют в качестве соли поливалентного металла алюмохлорид или сульфат алюминия, или хлористое железо при 15-20% концентрации, в качестве буферной воды и вытесняющего агента - воду с минерализацией выше 250 г/л, а в указанную суспензию дополнительно вводят сшивающий агент.