Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение изолирующих свойств гелеобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования, расширение арсенала средств. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах включает закачку в пласт рабочего агента - пресной или минерализованной воды и изолирующего состава, содержащего, мас.%: полимер ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05-0,08, сшиватель - ацетат хрома 0,005-0,008, воду остальное, осуществление технологической выдержки в течение 1-4 суток, причем изолирующий состав используют в виде суспензии, для приготовления которой в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, перемешивают 15 минут и закачивают в скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи на основе вязкоупругих полимерных составов.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины водорастворимый полимер, сшиватель и воду (пат. РФ №2071555, МПК E21B 43/22, 33/138, опубл. 10.01.1997 г., Бюл. №1). В качестве водорастворимых полимеров используют простые эфиры целлюлозы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), в качестве сшивателя используют ацетат хрома. С целью повышения структурно-механических свойств в состав вводят в качестве наполнителя древесную муку. Соотношение компонентов мас.% соответствует: КМЦ - 0,03-20,0; ацетат хрома - 0,02-3,0; древесная мука - 0,1-7,0; вода - остальное.

Известный способ недостаточно эффективен для изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, т.к. закачиваемая композиция полимерного состава обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт рабочего агента и водного раствора полимера со сшивателем (пат. РФ №2170816, МПК E21B 43/22, опубл. 20.07.2001 г., Бюл. №20). Для усиления эффекта изоляции высокопроницаемых зон залежи закачивают последовательно водный раствор полимера со сшивателем, после выдержки в течение 1 -6 суток закачивают дополнительно низкоконцентрированный водный раствор натрий - карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем, а затем после выдержки в течение 1-6 суток дополнительно закачивают рабочий агент. При закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем до или после закачки или вместе с водным раствором полимера со сшивателем закачивают наполнитель. Известный способ недостаточно эффективен для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, т.к. для усиления эффекта изоляции требуется повторение закачивания композиции полимерного состава. Также эффект известного способа получается кратковременным, так как полимерный состав обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, что приводит к снижению нефтеотдачи пластов.

Технической задачей предложения является повышение изолирующих свойств гелеобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования. Также технической задачей является расширение арсенала средств изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, позволяющее обеспечить высокий уровень дополнительной добычи нефти.

Решение поставленной задачи обеспечивает способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт рабочего агента - пресной или минерализованной воды и изолирующего состава, содержащего полимер, сшиватель - ацетат хрома и воду, осуществление технологической выдержки в течение 1-4 суток, в качестве полимера используют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 при следующем соотношении компонентов изолирующего состава мас.%:

ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140	0,05-0,08
ацетат хрома	0,005-0,008
вода	остальное,

причем изолирующий состав используют в виде суспензии, для приготовления которой в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, перемешивают 15 минут и закачивают в скважину.

Объем закачки в пласт определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:(10-100).

В качестве воды для приготовления раствора полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,12 г/см³ с минерализацией 0-180 г/л.

Для приготовления состава используют следующие реагенты:

- в качестве полимера используют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140, представляющий собой продукт дробления и рассева эфиров целлюлозы определенных марок по ТУ 2231-032-32957739-2007 (водорастворимый, мелкозернистый порошкообразный материал от белого до кремового цвета);

- в качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома по ТУ 6-0200209912-7000, дубитель марки "Водный раствор ацетата хрома" ТУ 2499-001-50635131-00;

- в качестве воды для приготовления раствора полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,12 г/см³ с минерализацией 0-180 г/л;

- в качестве рабочего агента используют пресную или минерализованную воду.

Сущность предложения заключается в следующем.

По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки изолирующего состава. Изолирующий состав готовят в виде суспензии.

Для приготовления суспензии - в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, затем перемешивают 15 минут и закачивают в скважину. Водный раствор ацетата хрома готовят путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,00 до 1,12 г/см³ с минерализацией 0-180 г/л, что исключает возможность замерзания сшивателя при температуре ниже 0°С. ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 после смешивания с водой и при взаимодействии с ацетатом хрома образует гелеобразную систему, которая после закачки в пласт блокирует высокопроницаемые зоны и перераспределяет на низкопроницаемые ранее не охваченные заводнением зоны. Объем закачки в пласт определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:(10-100). Затем изолирующий состав продавливают рабочим агентом в объеме 10-20 м³. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 4 суток (таблица 1).

Изолирующий состав готовят, используя для этой цели струйные насосы и установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину.

Предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемого состава в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышает прочность формируемого изоляционного экрана и качество регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля. Способ обеспечивает стабильность сроков гелеобразования. И, как следствие, приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин. Результаты исследований изолирующих составов приведены в таблице 1.

Таблица 1
Номер опыта	Содержание, мас.%	Время гелеобразования, сут.	Прочность геля, Па
ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140	Ацетат хрома	Вода	Плотность воды, г/см3
1	0,05	0,003	99,947	1,00	-	гелеобр. нет
2	0,05	OJ005	99,945	1,00	4	35
3	0,05	0,006	99,944	1,00	4	41
4	0,05	0,007	99,943	1,00	4	45
5	0,05	0,008	99,942	1,00	4	55
6	0,06	0,005	99,935	1,00	4	62
7	0,07	0,008	99,922	1,00	4	75
8	0,08	0,008	99,912	1,00	4	84
9	0,05	0,005	99,945	1,09	3	30
10	0,06	0,006	99,934	1,09	3	58
11	0,07	0,007	99,923	1,09	3	70
12	0,08	0,008	99,912	1,09	2,5	80
13	0,05	0,005	99,945	1,12	2	25
14	0,06	0,006	99,934	1,12	2	49
15	0,0?	0,007	99,923	1,12	1,5	65
16	0,08	0,008	99,912	1,12	1	72
прототип с КМЦ-1
17	0,1	0,01	99,89	1,00	5	1,2
18	0,1	0,01	99,89	1,09	6	0,8
19	0,2	0,01	99,89	1,12	6	0,6

Для экспериментальных исследований использовалась линейная модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.

Исследования проводили в следующей последовательности:

- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения, плотностью 0,810-0,890 г/см³. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;

- проводили вытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,0-1,12 г/см³ с замером на выходе объемов нефти и воды;

- готовили изолирующий состав;

- в модель закачивали последовательно рабочий агент, затем изолирующий состав, затем продавливали рабочим агентом с замером на выходе объемов нефти и воды. Изолирующий состав закачивали в объеме 10-30% перового объема. Модель выдерживали от 1 до 4 суток для полного гелеобразования.

Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки полимерных составов.

Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице 2.

Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды полимерных составов по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой составов.

Как видно из таблицы 2, ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 2,5 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,8 раза.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и 5 добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 1,0-1,4 мкм², нефтенасыщенностью 86,5%, пористостью 21,7%, нефтенасыщенная толщина пласта 4,5-5,6 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 2,6 т (0,2-9,8), средняя обводненность добываемой жидкости 95% (от 75 до 98). Плотность закачиваемой воды в скважину составляет 1,00 г/см³. Приемистость нагнетательной скважины 570 м³/сут при давлении 5,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить изолирующий состав в объеме 300 м³, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:30 (10:300), т.е. объем рабочего агента составляет 10 м³ и 300 м³ - объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хрома 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - пресной водой в объеме 15 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 4 суток.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины 250 м³/сут при давлении 7,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 200 м, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:10 (20:200), т.е. объем рабочего агента составляет 20 м³ и 200 м³ объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - пресной водой в объеме 10 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 4 суток.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины

450 м³/сут при давлении 6,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 600 м³, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:100 (6:600), т.е. объем рабочего агента составляет 6 м³ и 600 м³ объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хром 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,09 г/см³ в объеме 20 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 3 суток.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины

300 м³/сут при давлении 6,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 250 м³, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:50 (5:250), т.е. объем рабочего агента составляет 5 м³ и 250 м³ объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,09 г/см³ в объеме 20 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 2,5 суток.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины

500 м³/сут при давлении 9,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 560 м³, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:70 (8:560), т.е. объем рабочего агента составляет 8 м³ и 560 м³ объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хром 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,12 г/см³ в объеме 20 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 2 суток.

Пример 6. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины

200 м³/сут при давлении 8,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 600 м³, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:40 (15:600), т.е. объем рабочего агента составляет 15 м³ и 600 м³ объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,12 г/см³ в объеме 15 м³. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 1 суток.

Результаты исследований показали перераспределение фронта заводнения по пластам с подключением в работу нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных заводнением. В результате получено дополнительно 2150 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости путем изоляции притока вод в неоднородных пластах за счет создания прочного экрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны.

Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах позволяет увеличить изолирующие свойства гелеобразующего состава и качество регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. За счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования технологический процесс осуществляют в один цикл.

1. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт рабочего агента - пресной или минерализованной воды и изолирующего состава, содержащего полимер, сшиватель - ацетат хрома и воду, осуществление технологической выдержки в течение 1-4 суток, отличающийся тем, что в качестве полимера используют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 при следующем соотношении компонентов изолирующего состава, мас.%:

ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140	0,05-0,08
ацетат хрома	0,005-0,008
вода	остальное,

причем изолирующий состав используют в виде суспензии, для приготовления которой в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, перемешивают 15 мин и закачивают в скважину.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем закачки в пласт определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:(10-100).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве воды для приготовления раствора полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,12 г/см³ с минерализацией 0-180 г/л.