Способ разработки неоднородных нефтяных пластов
Владельцы патента RU 2382187:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов заводнением, и может быть применимо для ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Способ включает последовательную закачку оторочки сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, оторочки изолирующего состава - полимера водного всесезонного (ПВВ), насыщенного древесной мукой, оторочки сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, закачку вытесняющего агента - минерализованной воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПВВ 5,0-10,0, древесная мука 0,5-10,0, кальций хлористый или магний хлористый 5,0-15,0, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных пластов, разрабатываемых в поздней стадии разработки. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
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.
