Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами

Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов.

Известен способ разработки нефтяных залежей блокированием промытых каналов закачкой сернокислого алюминия, который при контакте с пластовой водой образует кристаллы гидроксида (Ибрагимов Г.И., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов М.И. Справочник. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. с.168).

Недостатком данного способа является низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды и невелика его прочность.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку порции воды с добавкой в качестве химреагента отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты концентрации 0,02-0,05% с последующей закачкой порции воды с добавкой в качестве химреагента смеси отгона уксусной кислоты производства оксиэтилидендифосфоновой кислоты и алюмосодержащего отхода процесса алкилирования при соотношении от 1:1 до 1:3 при поддержании величины рН порции воды более 4 (АС СССР №1627677, Е21В 43/22, 1991 г.).

Недостатком данного способа является сложность технологии закачки, низкая эффективность вследствие того, что выпадение осадка связано с рН среды.

Наиболее близким к предложенному по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных залежей путем блокирования промытых зон закачкой водного раствора алюмосодержащего отхода процесса алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, причем концентрация алюмосодержащего отхода составляет 1-30% (Патент РФ №2042031, Е21В 43/22, 33/138, 1995 г.).

Недостатком известного способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что при высоких концентрациях отхода снижается глубина его проникновения из-за высокой реакционной способности, а при низких концентрациях снижается прочность образующегося осадка/геля.

Основой настоящего изобретения является задача создания способа разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, позволяющего повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающем закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами, с последующим нагнетанием вытесняющего агента, в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.

Гидроксохлористый алюминий (ГХА) отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-94 или по ТУ 2152-005-47773778-2002, оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) по ТУ 2439-363-05763441-2002.

Смесь водного раствора гидроксохлористого алюминия и оксиэтилидендифосфоновой кислоты готовят в заводских условиях, либо непосредственно на скважине перед употреблением путем введения расчетного количества оксиэтилидендифосфоновой кислоты в водный раствор гидроксохлористого алюминия.

Для определения эффективности заявляемого способа со способом по прототипу проводят эксперимент на моделях пласта длиной 1 м и диаметром 0,033 м различной проницаемости и с содержанием карбоната 10%. Насыщение моделей проводят пресной или минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л.

Эффективность оценивают по глубине проникновения реагента и приросту коэффициента нефтеотдачи.

Глубину проникновения реагента определяют по образовавшемуся гелеобразному осадку в разобранной модели после проведения эксперимента.

Пример 1. В модель пласта, насыщенную пресной водой, закачивают водный раствор, содержащий 15% ГХА и 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 порового объема (п.о.). Дальше закачивают вытесняющий агент, например воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом пропластке составляет 41,6%, а низкопроницаемом - 29,3, прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 9,1%.

Примеры 2-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 1, изменяя концентрацию реагентов в смеси.

Пример 5. В модель пласта, насыщенную минерализованной водой концентрацией солей 130 г/л, закачивают 25%-ный водный раствор ГХА, содержащий 0,025% ОЭДФК, в количестве 0,1 п.о. Затем закачивают вытесняющий агент, например ту же минерализованную воду. Глубина проникновения в высокопроницаемом и низкопроницаемом пропластках 38,7%, 25,5% соответственно, прирост коэффициента нефтеотдачи - 19,0%.

Примеры 6-7. Эксперимент проводят аналогично примеру 5, изменяя соотношение компонентов в закачиваемом реагенте.

Примеры 8-10 проводят по указанному прототипу.

Данные эксперимента представлены в таблице.

Данный способ с использованием компонентов в заявленных количествах позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет образования водоизолирующего экрана в водонасыщенной (промытой) зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины и получения максимально возможного объема геля в количестве, необходимом для заполнения осадком проницаемых участков пласта.

Как видно из данных, приведенных в таблице, по заявляемому способу глубина проникновения возрастает на 25-30% для высокопроницаемых пропластков и на 20-23,1% для низкопроницаемых, а прирост коэффициента нефтеотдачи увеличивается на 5-7% по сравнению с данными по прототипу. Приводим пример осуществления способа на промысле. Обработку нефтяного коллектора осуществляют следующим образом. На устье скважины доставляют расчетное количество реагента. Из емкости готовый состав с помощью насосного агрегата закачивают в скважину и продавливают в пласт водой в объеме, равном объему насосно-компрессорных труб и плюс 10 м³.

Закачку состава осуществляют до тех пор, пока в скважину не будет закачен расчетный объем, который зависит от конкретных геолого-физических условий и решаемых задач и в среднем составляет 10 м³-25 м³ состава на 1 метр эффективной перфорации. По окончании продавки реагента скважина оставляется на структурирование на 24-72 ч.

Примером конкретного выполнения способа является обработка пласта скважин Игринского НГДУ ОАО «Удмуртнефть» с целью выравнивания профиля приемистости. Эксплуатируемый горизонт составляют Башкирские отложения, представленные в основном нефтесодержащими карбонатными породами. Коллекторские свойства характеризуются следующими параметрами: суммарно-перфорированная толщина пластов - 18 м, пористость - 16,5-24,5%, проницаемость - 0,62-0,8 мкм². Базовые показатели эксплуатации скважины перед проведением водоизоляционных работ следующие: приемистость по жидкости 88,4 т/сут, дебит по нефти реагирующих добывающих скважин 4,6 т/сут, средняя обводненность продукции по участку 94,7%.

Работы проведены следующим образом.

Пример 1. В нагнетательную скважину №308 Сундур-Нязинского месторождения закачивают 59 тонн 22%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия, содержащего 25 л ОЭДФК, при давлении 30 атм и продавливают в пласт 14 см³ воды (Р=30 атм). Оставляют на 24 ч для гелеобразования. Успешность проведения технологического процесса подтверждена снижением приемистости скважины с 720 м³ в сутки при 0 атм до 576 м³ в сутки при 12 атм.

Пример 2. В нагнетательную скважину №402 закачивают 60 тонн 25%-ного водного раствора гидроксохлористого алюминия с 0,04% ОЭДФК при давлении 80 атм. Затем продавливают в пласт 14 м³ воды (Р=100-110 атм) и останавливают скважину для гелеобразования на 36 ч.

В результате проведенных работ получено снижение обводненности добываемой продукции по участку воздействия до 45,6%. Дополнительная добыча нефти за 6 месяцев составила около 3000 т, при продолжающемся технологическом эффекте.

Таблица
№примера	Концентрация реагентов, %	Проницаемость пласта, мкм2	Объем оторочек, п.о.	Глубина проникновения, %	Коэффициент нефтеотдачи пласта по воде, %	Коэффициент нефтеотдачи пласта после обработки, %	Прирост коэффициента нефтеотдачи, %
ГХА	ОЭДФК
1	15	0,025	3,610,24	0,1	41,629,3	38,8	47,9	9,1
2	15	0,1	3,680,21	0,1	42,428,7	40,5	50,3	9,8
3	25	0,07	3,470,25	0,1	39,526,6	41,2	61,6	20,4
4	25	0,1	3,510,23	0,1	40,027,1	39,4	59,9	20,5
5	25	0,025	3,560,27	0,1	38,725,5	39,7	58,7	19,0
6	30	0,025	3,540,26	0,1	36,823,3	40,8	63,2	22,4
7	30	0,1	3,600,28	0,1	37,024,1	41,5	64,2	22,7
По прототипу
8	15	-	3,590,26	0,1	13,66,1	41,7	46,3	4,6
9	25	-	3,440,28	0,1	135,6	40,3	53,4	13,1
10	30	-	3,880,23	0,1	12,14,0	39,9	55,3	15,4

Способ разработки обводненной нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами, включающий закачку в пласт водного раствора гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами с последующим нагнетанием вытесняющего агента, отличающийся тем, что в 15-30%-ный водный раствор гидроксохлористого алюминия - отхода производства алкилирования бензола олефинами вводят оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 0,025-0,1%.