Способ регулирования фронта заводнения неоднородных по проницаемости нефтяных пластов

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов. Цель - повышение эффективности способа за счет повышения охвата пласта заводнением. Для этого на позденй стадии разработки нефтяных месторождений в пласты закачивают водный раствор эфира целлюлозы со сшивателем. В качестве последнего используют парабензохинон. Соотношение компонентов закачиваемой композиции следующее, мас.%: эфир целлюлозы 0,1-5,0; парабензохинон 0,01-1,75; вода остальное. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости нефтяных пластов. При этом сначала начинают закачивать раствор максимальной концентрации, а затем пропорционально изменению проницаемости пластов концентрацию раствора уменьшают. В результате увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением, уменьшается обводненность добываемой жидкости, что приводит к увеличению нефтеотдачи. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов, воднонефтяных зон нефтяных залежей, а также месторождений с высокой начальной водонасыщенностью. Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет повышения охвата пласта заводнением. Способ регулирования фронта заводнения предусматривает на поздней стадии разработки нефтяных месторождений закачку композиций на основе эфиров целлюлозы и сшивателя пара-бензохинона с регулируемым и широком интервале времени (от 30 мин до нескольких суток) образования геля непосредственно в пласте на удаленных от призабойной зоны расстояниях. Технология предусматривает также закачку композиции порционно с уменьшением концентрации реагентов пропорционально неоднородности пластов по проницаемости. В качестве сшивателя применяют парабензохинон при следующем соотношении компонентов, мас. Эфир целлюлозы 0,1-5,0 Парабензохинон 0,01-1,75 Вода Остальное На практике скважина принимает различные количества воды по пластам и пропласткам. Соответственно исследованиям на приемистость, гидродинамическую связь и обводненность на каждый 1 м обводненного пропластка работающей мощности закачивают 50-200 м³ (в зависимости от роста давления закачки): Вязкость, мПа ˙ с Приемистость, м³/сут более 150 более 1000 80-130 800-1000 50-70 600-800 30-50 400-600 20-30 300-400 5-10 200-300
1-5 100-200
1 (вода) Менее 100
Согласно технологии вначале закачивают в пласт порцию композиции с высоким содержанием эфира целлюлозы, имеющую максимальную вязкость, затем последующие порции с уменьшенным содержанием эфира целлюлозы, а следовательно, с уменьшением вязкости. Время гелеобразования закупоривающего тампона выбирают на 1-2 сут меньше, чем для вязких подвижных оторочек, и с учетом скорости движения жидкости по пласту. Практика показала, что оптимальное время гелеобразования тампона составляет половину времени прохождения контрольного индикатора от нагнетательной скважины до добывающей. Благодаря разности вязкостей в порциях композиции скорости фильтрации их по пласту выравниваются. При последующем заводнении композиции продвигаются в глубь пласта. Через заданные промежутки времени в пласте образуется ступенчато с уменьшением прочностных свойств гель в высокопроницаемых пропластках неподвижный, в низкопроницаемых нефтенасыщенных подвижный, выполняющий роль вытесняющей оторочки с уменьшением вязкости пропорционально проницаемости (вязкость растворов нарастает постепенно и увеличивается в 10-10⁴ раз по сравнению с первоначальной в зависимости от концентрации полимера). Последующий фронт заводнения продвигает оторочки, перераспределяя их в пласте в нефтенасыщенные, ранее не охваченные заводнением зоны в районе, прилегающем к добывающим скважинам. В результате увеличивается коэффициент охвата пласта заводнением, уменьшается обводненность добываемой жидкости, что приводит к увеличению нефтеотдачи. В технологии используются композиции, вязкость которых нарастает постепенно в течение длительного времени (до 10 суть и более) (табл. 1) в результате сшивки полимерных молекул, что дает возможность продавить композицию из призабойной зоны скважины в пласт. Закачка раствора эфира целлюлозы с парабензохиноном с плавным уменьшением вязкости дает возможность охватить вытеснением пласты с различной проницаемостью (с большей неоднородностью пласта по проницаемости) и температурой до 358 К. В первую очередь закачивают композицию с наибольшей вязкостью, затем вязкость постепенно плавно уменьшают, снижая количество реагентов в растворе (выравнивается скорость фильтрации по пласту), в результате в зоны с большей проницаемостью фильтруется состав с большей вязкостью. Композиция имеет регулируемый индукционный период гелеобразования от нескольких минут до 10 сут и более путем изменения концентрации сшивателя. Поэтому расстояние, на которое необходимо продавить композицию, пока она подвижна, регулируется временем ее текучести. Прочность геля и его подвижность регулируются концентрацией эфира целлюлозы и сшивателя в композиции. В результате закачки композиции с плавно изменяющейся вязкостью в пласте образуется гидрогель с плавно меняющимися свойствами от неподвижного в промытых обводненных зонах до текучего, обладающего подвижностью в низкопроницаемых, насыщенных нефтью зонах, выполняя роль вязкой оторочки. Композиция, закачанная в первую очередь, при сшивании образует неподвижную оторочку в промытых зонах и фильтрация по ним прекращается. Поскольку растворы водные, то в первую очередь они перемещаются по обводненным зонам и там образуются вязкие вытесняющие фазы. В результате уменьшится количество воды, необходимой для вытеснения нефти, уменьшится обводненность добываемой жидкости, увеличится коэффициент нефтеотдачи пласта за счет увеличения коэффициента охвата его вытеснением. Способ имеет достоинства, так как вязкость закачиваемых растворов изменяется в большом интервале и в пласте происходит саморегулирование фильтрации относительно проницаемостей пористой среды, поскольку формирование гидрогелей происходит лишь на месте закупорки пласта, то имеются условия для создания большого числа поперечных связей в обводненных высокопроницаемых зонах с образованием жестких непронциаемых желатиноподобных пробок и текучего вязкого состава в менее проницаемых зонах, содержащих невытесненную и остаточную нефть, чем при закачке композиции на основе эфира целлюлозы с одинаковой вязкостью или порционно с различными вязкостями и без сшивателя или однородную композицию со сшивателем. Композиция обладает свойствами: большим индукционным периодом до образования геля, широким диапазоном изменения вязкостей, простотой приготовления. Таким образом, применение способа с использованием указанной композиции позволит выровнять неоднородность пласта по проницаемости на удаленных от призабойной зоны расстояниях. Это приведет к увеличению коэффициента охвата пласта заводнением, что в свою очередь обеспечит повышение нефтеотдачи пласта. П р и м е р 1. Подготовили модель пласта (длина модели 50 см, площадь поперечного сечения 6,4 см²), которая состояла из двух металлических трубок, набитых кварцевым песком. Модель пласта насытили нефтью и провели вытеснение нефти водой. Поровый объем модели пласта составил 200 см³. Проницаемости по воде и нефти приведены в табл. 2. Коэффициент нефтеотдачи при вытеснении водой из высокопроницаемой модели пласта составил 68% а из низкопроницаемой 16%
Для повышения охвата модели вытеснением приготовили композицию следующим образом. Растворили 1 г гидроксиэтилцеллюлозы в 99 г воды, получили 100 г 1%-ного раствора с вязкостью 2070 МПа ˙ с, залили в контейнер. Приготовили 30 г 0,5% -ного раствора парабензохинона: для этого растворили 0,15 г парабензохинона в 29,85 г воды и залили во второй контейнер. В третий контейнер залили 100 г воды. В модель пласта закачали 0,5 поровых объемов, что составило 100 г. Закачку провели в 2 приема. Первый прием: закачали 30 г состава, содержащего 0,05 г гидроксиэтилцеллюлозы, 0,0075 г парабензохинона и 9,4925 г воды при давлении 0,5 мПа, и 30 г состава с постепенным уменьшением концентрации до 0,2% гидроксиэтилцеллюлозы, парабензохинона до 0,003% при давлении 2,5 мПа. Состав продавили в пористую среду водой и оставили на 1 сут на гелеобразование. Затем в модель пласта закачали 40 г состава с постепенным уменьшением концентрации (через 5 г) от 0,2% до 0,1% гидроксиэтилцеллюлозы при давлении 2,5 мПа. В работу подключилась основная низкопроницаемая зона, хотя проницаемость ее уменьшилась на 12% вероятно за счет повышенной вязкости состава по сравнению с водой. В результате высокопроницаемую часть модели изолировали высококонцентрированным составом, а состав с малой вязкостью после закупорки высокопроницаемой зоны стал фильтроваться и вытеснять нефть из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны. Коэффициент вытеснения увеличился в среднем на 20%
Во втором примере (табл. 2) в качестве эфира целлюлозы использовали карбоксиметилцеллюлозу марки Serogel (Германия). В третьем примере (табл. 2) в качестве эфира целлюлозы использовали оксиэтилцеллюлозу марки ОЕС (Германия). Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов применим для пластов с температурой до 85-90^оС. Влияние пластовой температуры на вязкость гелеобразующей композиции на основе гидроксиэтилцеллюлозы в присутствии парабензохинона представлено в табл. 3. Из табл. 3 видно, что с увеличением температуры уменьшается вязкость образующихся гелей. При увеличении температуры с 25 до 85^оС вязкость гелей уменьшается на 47-65% однако даже при 85^оС гели имеют значительные вязкости (30200-57600 мПа с), обеспечивающие их успешное применение для регулирования фронта заводнения нефтяных пластов. В табл. 3 приведены составы на основе воды различной минерализации (дистиллированной, пресной, пластовой воды). Качество образующихся гелей, как следует из табл. 3, не зависит от степени минерализации воды в составе гелеобразующей композиции. В опытах использовались составы с постоянными соотношениями компонентов. Опыты проводились следующим образом. Вначале проводилась закачка состава с концентрациями компонентов, представленных в табл. 4, в количестве 0,5 порового объема модели пласта. Затем модели оставались на 1-2 сут для образования геля в высокопроницаемой части модели пласта. После гелеобразования закачивались составы с теми же соотношениями компонентов. Полученные результаты показывают, что использование гелеобразующей композиции с постоянными концентрациями компонентов, а соответственно постоянными значениями вязкости, позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения на 2-5% по сравнению с водой. Это значительно меньше, чем при использовании композиции с уменьшающимися концентрациями компонентов в составе. Для сравнения проведен опыт с гелеобразующей композицией, принятой за прототип. Увеличение коэффициентов нефтевытеснения составило 9% по сравнению с водой, что также меньше коэффициента нефтевытеснения по данному способу. Коэффициент вытеснения в среднем по данному способу увеличился на 18%
Способ осуществляют в следующей последовательности: проводят исследования пластов на приемистость и анализируют их неоднородность: определяют гидродинамическую связь (закачкой индикатора) между обрабатываемыми нагнетательными и добывающими скважинами; выделяют зону влияния от закачки и соответственно поровому объему рассчитывают объем закачиваемой композиции (0,01-0,2 поровых объема): приготавливают растворы эфира целлюлозы и сшивателя с расчетными концентрациями (в соотв. с табл. 1); подачу объемов растворов и воды регулируют кранами для создания плавного уменьшения концентрации реагентов, а следовательно, и вязкости композиции; объем состава, закачиваемый в зоны неоднородного пласта соответственно каждой проницаемости, регулируется давлением закачки (давление закачки состава должно превышать первоначальное давление не менее чем на 50% но не более 0,75-0,80 давления гидроразрывного пласта). При реализации способа в промысловых условиях коэффициент нефтевытеснения увеличится на 8-10% хотя по лабораторным данным он равен 18%

Формула изобретения

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, включающий закачку в пласты водного раствора эфира целлюлозы со сшивателем и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет повышения охвата пласта заводнением, в качестве сшивателя используют парабензохинон при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Эфир целлюлозы - 0,1-5,0
Парабензохинон - 0,01-1,75
Вода - Остальное
при этом в зависимости от проницаемости нефтяных пластов выбирают концентрацию раствора и начинают закачивать раствор максимальной концентрации, уменьшая концентрацию раствора пропорционально изменению проницаемости пластов.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2002

Извещение опубликовано: 10.04.2002        

---