Способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта

 

Способ предусматривает закачку в пласт оторочек растворов полиакриламида, воды и соли алюминия. Как добавка к раствору полиакриламида используется биополисахарид, полученный из микроорганизма Acinetobacter sp., при объемном соотношении с полиакриламидом 1 : (0,1-1). Для оторочки водой используют слабоминерализованную воду. Оторочки продавливают в пласт водовоздушной смесью, содержащей соли азота и фосфора и УОМ в концентрации не менее 10⁹ кл/л. Способ обеспечивает оптимизацию процесса гелеобразования в пласте, выравнивание профиля приемистости, что приводит к повышению нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к способам добычи нефти из неоднородного пласта с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости на основе биологически активных веществ, с использованием микроорганизмов, получаемых биотехнологическим путем.

Известны способы выравнивания профиля проницаемости неоднородного пласта путем закачки в пласт смеси раствора полимера, например полиакриламида (ПАА), со сшивающим агентом, в качестве которого применяют соли хрома, при этом для регулирования времени сшивки в состав вводят неорганическую кислоту /1/. Недостатком способа является токсичность солей шестивалентного хрома и необходимость импортирования солей трехвалентного хрома.

Известен способ, предусматривающий закачку водного раствора полиакриламида и соли алюминия /2/. Соли алюминия, в отличие от солей хрома, дешевы и экологичны. Однако скорость сшивки ПАА алюминием гораздо выше, чем с применением солей хрома, поэтому время гелеобразования в пласте регулировать сложно. Кроме того, для способа характерна высокая механическая и солевая деструкция ПАА.

Наиболее близким по технической сущности является способ вытеснения нефти, позволяющий в определенной степени регулировать время гелеобразования путем последовательной закачки в пласт оторочек полиакриламида и соли алюминия, причем между ними закачивают оторочку пресной воды, объем которой рассчитывается по уравнению /3/.

Получение в пласте регулируемой концентрации ПАА в первый момент положительно сказывается на эффективности вытеснения нефти, однако при прохождении ПАА через пористую среду вязкостные свойства геля ПАА нарушаются, из-за подверженности его деструктивным процессам коэффициент вытеснения нефти со временем падает.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки путем перераспределения фильтрационных потоков, оптимизация процесса гелеобразования, улучшение процесса заводнения за счет применения продуктов микробного синтеза.

Указанная задача решается тем, что в способе вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт оторочек растворов полиакриламида и соли алюминия и закачку между ними оторочки воды, в процессе гелеобразования используют полисахарид культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp., закачивая в пласт раствор полиакриламида, содержащий вышеуказанную добавку полисахарида при их объемных соотношениях 1: (0,1-1), при оторочке водой закачивают минерализованную воду с концентрацией солей 0,05-4,0%, и оторочки указанных реагентов продавливают водовоздушной смесью, содержащей соли азота и фосфора и углеводородокисляющие микроорганизмы в концентрации не менее 10⁹ кл/л.

Используемая в данном способе водовоздушная смесь обычно содержит соли азота и фосфора, например диаммофос, в количестве 0,5-0,8 кг/м³ воды при соотношении N:P 1:(2-5).

Закачка между оторочками полиакриламида и соли алюминия минерализованной оторочки воды позволяет регулировать время гелеобразования и "адаптировать" полиакриламид к пластовым условиям. Указанная концентрация минерализованной воды (0,05-4%) является оптимальной для гелеобразующего раствора, в состав которого помимо полиакриламида вводят продукт микробиологического синтеза - полисахарид культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp., при их объемных соотношениях 1:(0,1-1).

Используемый в способе полисахарид микроорганизма Acinetobacter sp. обладает стойкими вязкостными свойствами и также, как и полиакриламид, способен повышать фильтрационное сопротивление пористой среды.

При контакте с минерализованной водой с концентрацией солей 0,05-4,0% полисахарид совместно с ПАА структурируется в гелеобразное состояние и обеспечивает селективную закупорку при фильтрации в пористой среде.

Поэтому использование его в сочетании с ПАА в указанном соотношении на участках с высокой проницаемостью позволяет успешно решать задачу выравнивания профилей приемистости и повышать нефтеотдачу пластов.

Продавливание оторочек водовоздушной смесью, содержащей соли азота и фосфора и дополнительно - углеводородокисляющие микроорганизмы (не менее 10⁹ кл/л), позволяет интенсифицировать процесс жизнедеятельности находящихся в составе аборигенной пластовой микрофлоры углеводородокисляющих микроорганизмов (которые перерабатывают часть пластовой нефти), обеспечивая их, с одной стороны: N- и P-содержащими элементами питания (минеральные соли) и, с другой стороны, интенсифицируя процессы массообмена и дыхания для аэробных микроорганизмов, что в конечном счете приводит к активизации пластовой микрофлоры и более интенсивному вытеснению нефти. Оптимальное содержание солей азота и фосфора 0,5-0,8 кг/м³ при соотношении N:P 1:(2-5) является наиболее приемлемым.

В промысловых условиях способ осуществляется следующим образом.

На участке неоднородного нефтяного пласта, пробуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, разработка которого ведется путем закачки пресной воды, проводят комплекс гидродинамических исследований. На основании этих исследований определяют наличие в пласте высокопроницаемого обводненного пропластка, его протяженность, а также его параметры: толщину и ширину, проницаемость; толщину и проницаемость остальной части продуктивного пласта, вязкость нефти, минерализацию и химический состав пластовой воды.

На основании проведенных предварительно лабораторных исследований определяют оптимальные соотношения и концентрации используемых реагентов - модификации ПАА и соли алюминия, а также замеряют вязкость раствора ПАА, образующегося модифицированного вязкоупругого состава, минерализованной воды в разделительной оторочке.

Из соотношений вязкостей модифицированного раствора ПАА, раствора соли алюминия и минерализованной воды находят зоны смешивания раствора ПАА с водой и раствора соли алюминия с водой. Рассчитывают объемы промежуточной оторочки и жидкости для продавливания реагентов. Расчетные объемы реагентов продавливают в пласт водовоздушной смесью, содержащей соли азота и фосфора, взятые в указанном выше соотношении, и УОМ (не менее 10⁹ кл/л). После проведения работ скважина останавливается на время, достаточное для протекания гелеобразования, а также активации пластовой микрофлоры. Дальнейшая работа скважины осуществляется в обычном режиме.

Объемы закачивания гелеобразующего агента на одну обрабатываемую скважину, зависящие от конкретных физико-химических свойств продуктивного пласта, от стадии разработки нефти, степени обводненности, составляют 20-65 м³.

Пример.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательной скважины (100 м³/сутки). Обводненность нефти 93%. Проницаемость 5-8 мкм². Пористость 0,22. Пластовая нефть имеет вязкость 5 мПа·с. Вода минерализованная 4 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта - 1500 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами.

Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают 60 м³ раствора ПАА и полисахарида Acinetebacter sp. в соотношении 1:0,5, 77 м³ минерализованной воды с концентрацией солей 4% и 15 м³ раствора сернокислого алюминия. После этого скважину останавливали на время, необходимое для гелеобразования (12 часов).

Затем переходили на обычный режим работы. Отбор жидкости производили через добывающую скважину. По результатам исследования скважины до и после обработки отмечено выравнивание профиля приемистости. Через некоторое время после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности от 98 до 70%.

Результаты опытов по вытеснению остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта приведены в таблице.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Источники информации.

1. А.с. СССР N 1645472, 1991.

2. М. Л. Сургучев и др. , "Методы извлечения остаточной нефти", изд. "Недра", М., 1991, с. 123.

3. Патент РФ N 2086757, 1977.

Формула изобретения

1. Способ вытеснения остаточной нефти из обводненного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт оторочек растворов полиакриламида и соли алюминия и закачку между ними оторочки воды, отличающийся тем, что в пласт закачивают раствор полиакриламида, содержащий добавку полисахарида культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. при их объемных соотношениях 1 : 0,1 - 1, для оторочки водой используют минерализованную воду с концентрацией солей 0,05 - 4,0%, оторочки указанных реагентов продавливают водовоздушной смесью, содержащей соли азота и фосфора и углеводородокисляющие микроорганизмы в концентрации не менее 10⁹ кл/л.

2. Способ по п.1 отличающийся тем, что водовоздушная смесь содержит соли азота и фосфора в количестве 0,5 - 0,8 кг/м³ воды, при соотношении N : P1 : 2 - 5.

РИСУНКИ

Рисунок 1