Способ разработки неоднородных нефтяных пластов

Способ разработки неоднородных нефтяных пластов

Реферат

Способ разработки неоднородных нефтяных пластов относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов заводнением, и может быть применим для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем. (Патент РФ №1731942, кл. Е21В 43/22, опубл. в 1992 г.).

Известный способ имеет недостаточную эффективность вследствие низкой устойчивости сшитой полимерной системы в результате деструктивных процессов при закачивании растворов полимеров в пласт.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности (прототипом) является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачивание в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя с образованием геля в пласте. (Патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. в 2001 г.).

Известный способ малоэффективен вследствие кратковременного эффекта за счет малой полноты гелеобразования в пласте. В результате нефтеотдача остается на низком уровне.

Задача данного изобретения - повысить нефтеотдачу залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородных нефтяных пластов, включающем последовательное закачивание водных оторочек сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, изолирующего состава - полимера водного всесезонного, насыщенного древесной мукой, сшивателя хлористого кальция или магния, закачку вытесняющего агента - минерализованной воды при соотношении компонентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ)	5,0-10,0
Древесная мука	0,5-5,0
Кальций хлористый или магний хлористый	5,0-15,0
Вода	Остальное

Признаками изобретения являются следующие.

1. Закачивание оторочек изолирующего состава на основе полимера, сшивателя и воды.

2. Использование изолирующего состава - полимера водного всесезонного (ПВВ), насыщенного древесной мукой, и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: полимер водный всесезонный 5,0-10,0; древесная мука 0,5-5,0; хлористый кальций или хлористый магний 5,0-15,0 и вытесняющий агент - минерализованная вода - остальное.

3. Оторочки сшивателя подаются в пласт перед и после изолирующего состава в равных объемах.

4. Оторочка изолирующего состава представляет собой насыщенный раствор полимера водного всесезонного (ПВВ) древесной мукой.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2,3,4 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

Предлагаемый способ предусматривает вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти низкопроницаемых нефтяных пластов, а также повышает степень охвата пласта системой заводнения.

Основным фактором неполного охвата коллектора заводнением является проницаемостная неоднородность, которая усугубляется на поздней стадии разработки месторождений с образованием обширных промытых зон.

Предлагаемый способ получения водоизолирующей массы в пластовых условиях связан с образованием полимердисперсной системы на путях фильтрации закачиваемой воды в промытых зонах.

Основным компонентом этой системы является полимер ПВВ с флоккулирующими свойствами и дисперсные частицы - древесная мука (Д.м.).

Наличие ионогенных групп в полимерной цепи молекулы ПВВ обеспечивает достаточно высокую адсорбционную связь системы не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми дисперсными частицами древесной муки, насыщающие полимерный раствор.

При применении изолирующего состава на поздней стадии разработки при высокой степени обводненности под действием ионов металла, содержащихся в пластовой воде и сшивающем агенте, происходит образование гидрогеля. Подвижность геля снижается особенно на участках, где закачивается минерализованная вода.

В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей происходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и направление рабочего агента (закачиваемой воды) в зоны, практически не охваченные воздействием. При закачивании растворов изолирующей системы в пласте в промытых зонах увеличивается фильтрационное сопротивление за счет создания остаточного фактора сопротивления. Снижение подвижности закачиваемой воды в обводненных пропластках позволяет уменьшить неоднородность нефтеводонасыщенного коллектора по характеру и степени вытеснения нефти и тем самым увеличить охват пластов воздействием.

Флокуляция частиц древесной муки полимером ПВВ идет, в основном, в крупных порах, что приводит к снижению в динамической части коллектора доли крупных пор и увеличению доли мелких пор за счет подключения ранее не вовлеченных в процесс заводнения.

Результаты проведенных лабораторных экспериментов показали, что обработка пористой среды путем последовательного закачивания изолирующего состава приводит к изменению характера взаимодействия их с пористой средой, снижению степени неоднородности пористой среды и увеличению охвата пластов воздействием и, как следствие, увеличению нефтеотдачи.

В способе используют полимер водный всесезонный (ПВВ) по ТУ 2216-002-75821482-2006, представляющий собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда. Реагент ПВВ в соответствии с ГОСТ 12.1.007 относится к IV классу опасности.

Древесная мука используется по ГОСТ 16361-87. Это мелкий, сыпучий продукт, получаемый из отходов древесины хвойных, лиственных пород и их смеси.

В качестве сшивателя берут хлористый кальций технический по ГОСТ 450-77 или хлористый магний технический по ГОСТ 4209-77.

Для приготовления изолирующего состава реагент ПВВ смешивают с древесной мукой в соотношениях, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ)	5,0-10,0
Древесная мука	0,5-10,0

В лабораторных опытах по фильтрации использовались насыпные модели пласта. В качестве пористой среды использовался молотый песчаник Белебеевского месторождения. В таблице 1 представлена характеристика пластовых моделей.

Пример 1. Модель пласта насыщалась изовискозной моделью нефти Белебеевского месторождения, вязкость нефти 5,8 мПа·с. После фильтрации закачиваемой нефтевытесняемой воды (содержание солей 150 г/дм³) через пористою среду до полного прекращения вытеснения нефти и стабилизации перепада давления последовательно подавалась в пористую среду оторочка хлористого кальция или магния 0,15 п.о., оторочка изолирующего состава - полимера водного всесезонного (ПВВ) совместно с древесной мукой в объеме 0,30 п.о., оторочка сшивателя хлористого кальция или магния 0,15 п.о., затем закачиваемая минерализованная вода 5 п.о. Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 2.

Результаты опытов (таблица 2) показывают, что остаточный фактор сопротивления в опытах 1-4 составил 8,7-28,0, коэффициент нефтевытеснения (прирост нефти за счет предлагаемого способа) возрос на 0,24-0,32 д.е.; по известному способу воздействия остаточный фактор сопротивления имеет значение 5,3, а прирост коэффициента нефтевытеснения - 0,13 д.е.

Как видно из представленных данных, заявляемый способ обладает преимуществом перед известным способом, что может характеризовать его эффективность при применении в целях повышения нефтеотдачи пластов.

Результаты проведенных лабораторных экспериментов показали, что обработка пористой среды путем последовательного закачивания изолирующего состава и сшивателя приводит к изменению характера взаимодействия их с пористой средой, снижению степени неоднородности пористой средой, снижению степени неоднородности пористой среды и увеличению охвата пластов воздействием и, как следствие, увеличению нефтеотдачи.

Пример 2 конкретного осуществления способа.

Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных девонских пластов со средней проницаемостью 0,2-1,0 мкм², пористостью 0,14-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,13 г/см³. Глубина залегания нефтеносного пласта 2300 м, толщина 3-8 м. Обводненность продукции добывающих скважин 87-98%, дебит по нефти 0,3-1,58 м³/сут, вязкость нефти 6,5 мПа·с, плотность нефти 0,882 г/см³, температура пласта 40°С. Воздействие предложенным способом осуществляют путем последовательного закачивания в нагнетательную скважину оторочки 5% хлористого кальция в объеме 25 м³ (1,25 т), оторочкой изолирующего состава 50 м³ (5% ПВВ+5% древесной муки или 2,5 т ПВВ+0,25 т древесной муки), оторочки 5% хлористого кальция 25 м³ (1,25 т) и вытесняющего агента - минерализованной воды.

Образовавшийся в пласте гель отключил из разработки высокопроницаемый пропласток, в результате обводненность продукции снизилась до 73% и дополнительно добыто 350 т нефти в течение 10 месяцев после закачивания изолирующего состава. Эффект продолжается.

Изолирующий состав в предложенном способе не подвержен деструкции, вследствие этого он обладает повышенной продолжительностью действия.

Кроме того, закачивание изолирующего состава можно проводить круглогодично, т.к. реагенты, входящие в него, имеют температуру замерзания -15°С ТУ 2216-002-75821482-2006.

Таким образом, применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу неоднородных пластов, разрабатываемых в поздней стадии разработки.

Таблица 1
Характеристика пластовых моделей
№ опыта	Длина модели, см	Диаметр трубки, см	Поровый объем, п.о.	Проницаемость по воздуху, мкм2	Пористость, %
1	30,2	2,9	57,2	1,2	28,7
2	30,0	2,9	54,0	1,05	27,3
3	30,0	2,9	55,6	1,10	28,1
4	30,1	2,9	56,6	1,15	28,5
5	30,0	2,9	55,6	1,10	28,0

Таблица 2
Результаты фильтрационных исследований изолирующего состава на пластовых моделях
№ опыта	Закачиваемый агент	Закачано жидкости в объемах пор, п.о.	Коэффициент вытеснения нефти водой, д.е.	Фактор сопротивления	Прирост коэффициента нефтевытеснения, д.е.
1	Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см3)	5,0	0,48	1,0
Хлористый кальций (5%)	0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (5%)+Д.м. (0,5%)	0,30
Хлористый кальций (5%)	0,15		8,7	0,27
Вода минерализованная	5,0
2	Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см3)	5,0	0,45	1,0
Хлористый кальций (10%)	0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (7,5%)+Д.м. (3,0%)	0,3
Хлористый кальций (10%)	0,15		13,7	0,24
Вода минерализованная	5,0
3	Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см3)	5,0	0,47	1,0
Хлористый кальций (15%)	0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (10%)+Д.м. (5%)	0,3
Хлористый кальций (15%)	0,15		24,5	0,32
Вода минерализованная	5,0
4	Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см3)	5,0	0,49	1,0
Хлористый кальций (15%)	0,15
Изолирующий состав:
ПВВ(10%)+Д.м.(5,0%)	0,3
Хлористый магний (15%)	0,15		28,0	0,30
Вода минерализованная	5,0
5	Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см3)	5.0	0,47	1,0
Изолирующий состав:
Карбоксиметилцеллюлоза (3%)	0,3
Полиакриламид (0,005%)
Ацетат хрома (0,07%)
Глинистый раствор (5%)	0,2		5,3	0,13
Вода минерализованная (прототип)	5,0

1. Способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт изолирующего состава, сшивателя и воды, отличающийся тем, что последовательно закачивают оторочку сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, оторочку изолирующего состава - полимера водного всесезонного - ПВВ, насыщенного древесной мукой, оторочку сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, затем производят закачку вытесняющего агента - минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ)	5,0-10,0
Древесная мука	0,5-10,0
Кальций хлористый или магний хлористый	5,0-15,0
Вода	остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем закачиваемого изолирующего состава равен объему сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, причем оторочка хлористого кальция или хлористого магния закачивается в равных объемах до и после закачивания изолирующего состава.