Способ регулирования разработки нефтяного месторождения

Способ регулирования разработки нефтяного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, в котором для увеличения охвата пласта заводнением закачивают в пласт водный раствор сульфата алюминия (Г.И.Ибрагимов, К.С.Фазлутдинов, Н.И.Хисамутдинов. Справочник. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с.168-170). При взаимодействии сульфата алюминия с пластовой водой в пористой среде выпадает осадок гидроксида алюминия Al(OH)₃, образуется вязкая масса, блокирующая промытые каналы фильтрации, а непромытые нефтенасыщенные зоны подключаются к разработке. Однако этот способ недостаточно эффективен, кроме того, во избежание преждевременного выпадения осадка Al(OH)₃ в призабойной зоне пласта раствор сульфата алюминия подкисляют добавлением серной кислоты, что вызывает повышенное коррозионное разрушение отдельных узлов оборудования и цементного камня.

Известны способы изоляции и ограничения водопритока в скважину, включающие последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия (жидкого стекла) и отвердителя (инициатора реакции полимеризации силиката натрия), патенты: РФ №1329240, кл. E21B 33/138, 10.04.85; №1423726, кл. E21B 33/138, 15.09.88; №1774689, кл. E21B 33/138, 21.02.91; №2078919; E21B 43/32, 01.02.95; США №5351757, кл. E21B 33/138. При этом водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем, в результате которой образуется нерастворимый кремнезоль. Недостатком этих способов является низкая эффективность, т.к. в пластовых условиях практически не происходит перемешивания закачиваемых растворов, образование геля в пласте носит вероятностный характер, поэтому образующиеся в пласте гели имеют невысокие структурно-механические свойства. Кроме того, недостатком способов является низкая технологичность процесса, связанная с тем, что при приготовлении и закачке растворов существует вероятность преждевременного смешения растворов и мгновенного нерегулируемого образования блокирующего экрана вблизи линии нагнетания или в стволе скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами (Патент РФ №2061856, кл. E21B 43/24, E21B 33/138, 1996.06.10). При температуре пласта 70-90°C или в результате предварительного нагрева пласта до этой температуры в него закачивают водный раствор карбамида и соли алюминия, с концентрациями, обеспечивающими образование непосредственно в пласте объемного геля. Однако этот способ недостаточно эффективен для пластов с температурами выше 90°C и при тепловых методах воздействия. При высоких температурах время гелеобразования раствора резко сокращается и велика вероятность образования геля непосредственно в призабойной зоне пласта.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа регулирования разработки нефтяного месторождения, позволяющего повысить эффективность вытеснения нефти за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков и образования водоизолирующего экрана в промытой зоне пласта на значительном удалении от призабойной зоны скважины, на расстоянии, необходимом по геолого-физическим условиям и состоянию разработки, при одновременной экономии общего количества закачиваемого гелеобразующего состава в зонах «языковых» прорывов нагнетаемых флюидов для пластов с высокой пластовой температурой (90°C и выше) или при тепловых методах воздействия (100-320°C).

Технический результат достигается тем, что в способе регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с пластовой температурой 90°C и выше, а при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C, включающем закачку в пласт водного раствора, содержащего соль алюминия и карбамид, закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, образующего в пласте золь, содержащую, % мас.: соль алюминия 1.0-3.0, карбамид 3.75-15.0 и воду - остальное, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, образующего в пласте гель, содержащую, % мас.: соль алюминия 3.5-17.0, карбамид 16.0-30.0 и воду - остальное.

В способе в качестве соли алюминия используют хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованную форму, причем гидроксохлорид алюминия содержит оксид алюминия 10-30% мас.

При закачке растворов, содержащих соли алюминия 1.0-3.0% мас., карбамид 3.75-15.0% мас. и воду - остальное, в пласте под действием температуры пласта или закачиваемого теплоносителя при тепловых методах воздействия карбамид гидролизуется, повышается pH среды, в результате образуется свободно-дисперсная подвижная вязкая система (золь), с вязкостью, сопоставимой с вязкостью нефти, способная фильтроваться в разнопроницаемые пропластки на значительные расстояния от нагнетательной скважины, выравнивать профиль вытеснения нефти, осуществляя поршневое вытеснение нефти. После закачки первой порции раствора и получения золя в пласте можно закачивать оторочки водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрациями: соль алюминия 3.5-17.0% мас., карбамид 16.0-30.0% мас. и воду - остальное, образующие в пласте гель. Применение ряда оторочек, образующих в пласте золи или гели, позволит экранировать «языковые» прорывы нагнетаемой воды на заданном расстоянии от скважины при существенной экономии реагентов. В зависимости от поставленной цели, геолого-физических условий и состояния разработки изменением концентрации компонентов в растворе можно регулировать вязкость получаемого в пласте геля (золя).

Измерение динамической вязкости растворов, золей и гелей, полученных при температуре 90°C, проводили с использованием вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком «Реокинетика», pH среды - потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода. В таблице приведены примеры составов водных растворов различных солей алюминия (хлористый или азотнокислый алюминий, безводный или гидратированный, или их частично гидролизованные формы) и карбамида (композиции ГАЛКА^®), значения pH и динамической вязкости растворов и гелей (золей).

Эффективность применения предлагаемого способа изучали на фильтрационной установке высокого давления при фильтрации водного раствора соли алюминия и карбамида через водонасыщенные модели и в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью. При температуре 200°C исследованы фильтрационные характеристики и нефтевытесняющая способность композиции в линейных и неоднородных моделях пласта применительно к условиям месторождений с высокой пластовой температурой или разрабатываемых паротепловым воздействием.

По полученным данным рассчитывали градиент давления grad P, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, подвижность жидкостей k/µ, мкм²/(мПа·с), абсолютный коэффициент вытеснения нефти водой К_в, %, и водой и композицией К_а, %. Использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала или мрамора, пресную воду и дегазированную нефть Усинского месторождения (термостабилизированная нефть с добавлением 30% керосина). Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.634 до 11.693 мкм², проницаемость параллельных колонок различалась в 9.8-12.2 раза. Время термостатирования подбиралось с учетом кинетики гелеобразования при температуре опыта и составляло от 3 до 24 часов.

Далее приведены результаты исследований.

В линейную водонасыщенную модель пласта с исходной газопроницаемостью 11.169 мкм² при температуре 200°C в условиях, моделирующих площадную закачку пара на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, закачивали последовательно оторочки водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрациями: AlCl₃ - 2.0% мас., карбамида - 7.5% мас., воды - 90.5% мас. и AlCl₃ - 3.0% мас., карбамида - 11.25% мас., воды - 85.75% мас. (примеры 2, 3 в таблице), которые образуют в модели пласта подвижные золи, а затем 2 оторочки водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрациями: AlCl₃ - 4.0% мас., карбамида - 16.0% мас. и воды - 80.0% мас. (пример 4 в таблице), которые образуют в модели пласта гели, фиг.1. После закачки водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрациями: AlCl₃ - 2.0% мас., карбамида - 7.5% мас., воды - 90.5% мас. и AlCl₃ - 3.0% мас., карбамида - 11.25% мас., воды - 85.75% мас., образующих золи, наблюдалось кратковременное повышение перепада давления до 23-29 атм/м, но фильтрация продолжалась, хотя подвижность фильтруемой жидкости уменьшилась в 30 раз. Объем 1-й оторочки составил 1.6 поровых объемов модели. После закачки оторочек водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрациями: AlCl₃ - 4.0% мас., карбамида - 16.0% мас. и воды - 80.0% мас., образующих гель, повышение перепада давления составило 60.5-61.5 атм/м, при этом после закачки 2-й оторочки фильтрация прекратилась. Таким образом, использование растворов водного раствора соли алюминия и карбамида в указанном количестве, образующих золи и гели, позволяет использовать большие объемы оторочек и продвигать их на любое необходимое расстояние вглубь пласта.

В неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с исходной газовой проницаемостью колонок 0.959 и 11.693 мкм² при 200°C закачивали сначала воду до полной обводненности извлекаемой продукции, при этом наблюдалось вытеснение нефти в основном из 2-й более высокопроницаемой модели пласта, коэффициент вытеснения нефти водой составил 69.4%, в то время как из первой более низкопроницаемой модели пласта - 15.3%. После закачки водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрацией компонентов: 2.0% мас. AlCl₃, 7.5% мас. карбамида и 90.5% мас. воды (пример 2 в таблице) и образования в модели пласта золя наблюдалось перераспределение фильтрационных потоков и доотмыв нефти из обеих колонок. Раствор входил в обе колонки, в более высокопроницаемую модель вошло 1.113 поровых объема раствора, в менее проницаемую колонку - 0.63 поровых объема, при этом наблюдалось снижение подвижности жидкости в высокопроницаемой колонке в 3.4 раза. Фильтрация продолжалась через обе колонки с интенсивным дополнительным вытеснением нефти, при этом коэффициент нефтевытеснения увеличился в более высокопроницаемой колонке с 69.4 до 77.7%, а в более низкопроницаемой колонке - с 15.3 до 71.0%. Затем закачивали вторую порцию раствора, содержащего 4.0% мас. алюминия хлористого, 15.0% мас. карбамида и 80.0% мас. воды. Через определенное время после образования геля в модели пласта произошло практически полное выравнивание профиля приемистости, подвижность жидкости в высокопроницаемой колонке снизилась еще в 9.6 раза, что сопровождалось дополнительным вытеснением нефти из обеих колонок, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по более низкопроницаемой колонке 7.3% (с 71.0 до 78.3%), по высокопроницаемой колонке - 5.4% (с 77.7 до 83.1%). Таким образом, в результате закачки двух оторочек были достигнуты высокие абсолютные коэффициенты нефтевытеснения.

Примеры реализации изобретения

Пример 1. По вышеописанной методике определения эффективности предлагаемого способа регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.634 и 2.182 мкм² при 90°C после вытеснения нефти водой осуществляют закачку первой порции водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрацией компонентов: 3.0% маc. AlCl₃, 15.0% мас. карбамида и 82.0% мас. воды, после образования в модели пласта золя наблюдалось снижение подвижности жидкости в высокопроницаемой колонке в 2.9 раза. Затем закачивают вторую порцию раствора, содержащего 17.0% мас. алюминия хлористого, 16.0% мас. карбамида и 67.0% мас. воды, фиг.2. Через определенное время после образования геля в модели пласта произошло практически полное выравнивание профиля приемистости, подвижность жидкости в высокопроницаемой колонке снизилась еще в 5.7 раза, что сопровождалось вытеснением нефти из обеих колонок, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по более низкопроницаемой колонке 10.5% (с 46.9 до 57.4%), по высокопроницаемой колонке - 6.2% (с 53.6 до 59.8%).

Пример 2. По вышеописанной методике определения эффективности предлагаемого способа регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.278 и 2.015 мкм² при 150°C сначала осуществляют закачку первой порции водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрацией компонентов: 7.0% мас. Al(NO₃)₃, 10.0% мас. карбамида и 83.0% мас. воды, после образования в модели пласта золя наблюдалось снижение подвижности жидкости в высокопроницаемой колонке в 2.4 раза, при этом коэффициент нефтевытеснения увеличился в более высокопроницаемой колонке с 38.1 до 62.5%, а в более низкопроницаемой колонке - с 16.4 до 59.6%. Затем закачивают вторую и третью порции раствора, содержащего 17.0% мас. алюминия хлористого, 16.0% мас. карбамида и 67.0% мас. воды. При образовании геля после закачки второй порции в модели пласта произошло полное выравнивание профиля приемистости, закачка третьей порции раствора приводит к перераспределению фильтрационных потоков, что сопровождается дальнейшим доотмывом нефти как из низкопроницаемых зон, так и из высокопроницаемых зон модели пласта. Были достигнуты высокие абсолютные коэффициенты нефтевытеснения, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по более низкопроницаемой колонке 14.4% (с 59.6 до 74.0%), по высокопроницаемой колонке - 14.4% (с 62.5 до 76.9%), подвижность жидкости в высокопроницаемой колонке снизилась в 18.3 раза.

Пример 3. По вышеописанной методике определения эффективности предлагаемого способа регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с исходной газовой проницаемостью колонок 0.274 мкм² и 1.253 мкм² при 200°C осуществляют закачку первой порции водного раствора соли алюминия и карбамида с концентрацией компонентов: 1.0% мас. AlCl₃, 4.0% мас. карбамида и 95.0% мас. воды, в качестве соли алюминия использовали гидроксохлорид алюминия, содержащий 30.0% оксида алюминия. После закачки первой порции раствора и образования золя в модели пласта наблюдалось незначительное снижение подвижности жидкости в высокопроницаемой колонке. Затем закачивают вторую, третью и четвертую порции раствора, содержащего 17.0 мас.% алюминия хлористого, 20.0 мас.% карбамида и 63.0 мас.% воды, в качестве алюминия хлористого использовали частично гидролизованную форму гидроксохлорида алюминия, содержащую 20.0% оксида алюминия. При образовании геля после закачки второй и третьей порций в модели пласта произошло выравнивание профиля приемистости, после закачки четвертой порции раствора происходит перераспределение фильтрационных потоков, что сопровождается доотмывом нефти как из низкопроницаемых зон, так и из высокопроницаемых зон модели пласта. Коэффициент нефтевытеснения по более низкопроницаемой колонке увеличился с 13.4 до 77.0%, по высокопроницаемой колонке - 53.1 до 79.2%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 26.1%, подвижность жидкости в высокопроницаемой колонке снизилась в 62.5 раза.

Экспериментальные исследования фильтрационных характеристик золей и гелей водного раствора карбамида и соли алюминия в условиях, моделирующих площадную закачку теплоносителя, показали, что применение растворов, образующих золи, позволяет использовать большие объемы оторочек и продвигать их на любое необходимое расстояние вглубь пласта. Градиентная закачка водного раствора карбамида и соли алюминия - сначала системы, образующей в пласте золь, а затем более концентрированной, образующей гель, позволит эффективно увеличивать охват пласта закачкой пара. При этом наблюдается интенсивный доотмыв остаточной нефти и достигаются высокие коэффициенты нефтевытеснения.

Таким образом, использование предлагаемого способа регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой температурой (выше 90°C) или разрабатываемых тепловыми методами (100-320°C) позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет увеличения охвата пласта путем градиентной закачки водного раствора карбамида и соли алюминия - сначала закачивается менее концентрированная система, образующая в пласте золь, которую можно прокачивать на большое расстояние от забоя скважины с целью перераспределения потоков, а затем более концентрированная система, образующая в пласте гель - неподвижный экран.

1. Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой пластовой температурой 90°C и выше или при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C, включающий закачку в пласт водного раствора соли алюминия и карбамида, отличающийся тем, что закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 1,0-3,0, карбамид 3,75-15,0 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте золь, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 3,5-17,0 карбамида 16,0-30 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте гель.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве солей алюминия используют хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованную форму, причем гидроксохлорид алюминия оксид алюминия 10-30%.