Способ разработки неоднородного обводненного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяного пласта. Технический результат - регулирование движения пластовых систем в неоднородном обводненном по проницаемости пласте и улучшение процесса вытеснения в менее проницаемых зонах пласта. В способе разработки неоднородного обводненного нефтяного пласта путем последовательной закачки раствора наполнителя - глинистого раствора, глинистого раствора в смеси со щелочным реагентом - раствором соединений металлов первой группы, закачки раствора алюмохлорида, еще раз закачки глинистого раствора и проведения технологической выдержки в пласт дополнительно после технологической выдержки закачивают раствор поверхностно-активного вещества. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, направленного на увеличение охвата пласта заводнением, сокращение объемов попутно добываемой воды, улучшение процессов вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта, и тем самым достигается увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора полиакриламида и жидкого стекла, которые подают в водном 0,1-2,5%-ном растворе оксиэтилированного алкилфенола в виде оторочек от 2,5 до 0,02 объема пор пласта (Авторское свидетельство №1736228 МПК 7, Е 21 В 43/22, 1996). Недостатком является низкая степень снижения проницаемости неоднородного коллектора из-за недостаточного объема образующегося в пласте осадка. Объем осадка незначителен при низком содержании ионов кальция и магния в закачиваемой воде. Сложность приготовления растворов в промысловых условиях и дороговизна используемых химреагентов являются также недостатками способа. Основным недостатком является то, что раствор оксиэтилированного алкилфенола при взаимодействии с полиакриламидом способствует только образованию пространственной комплексной структуры, обладающей высокой агрегирующей способностью в отношении осадков. При этом используемая концентрация оксиэтилированного алкилфенола в растворе расходуется на образование вышеуказанной структуры, что говорит о незначительной роли в процессе эффективного вытеснения (доотмыва) остаточной нефти. Для этого необходимо применять высококонцентрированные растворы оксиэтилированного алкилфенола, что приведет к увеличению расходов реагентов на скважино-обработку.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку раствора наполнителя, щелочного реагента и минерализованной воды, в качестве раствора наполнителя используют глинистый раствор, а в качестве щелочного реагента - раствор соединений металлов первой группы, глинистый раствор подают в смеси с щелочным реагентом и непосредственно после закачки щелочного реагента закачивают раствор хлористого или гидроксохлористого алюминия, еще раз подают раствор глинистой суспензии (патент РФ №2086758 МПК 7, Е 21 В 43/22, 1997). Однако данный способ направлен лишь на увеличение охвата пластов заводнением за счет изменения проницаемости высокопроницаемых участков пласта. При применении данного способа с целью вытеснения остаточной нефти из низкопроницаемых пропластков необходимо повышать давление нагнетания, что в свою очередь может привести к разрушению образовавшегося в высокопроницаемых каналах пласта осадка, преждевременному прорыву закачиваемой воды по ним, т.е. наблюдается уменьшение продолжительности отключения высокопроницаемого обводненного пласта и срока эффективного периода эксплуатации скважин, и тем самым данный способ не может обеспечить высоких приростов добываемой нефти.

Целью изобретения является увеличение охвата пласта заводнением путем выравнивания профиля приемистости и повышения коэффициента вытеснения и обеспечение высоких приростов добычи нефти.

Цель достигается способом разработки неоднородного обводненного нефтяного пласта путем последовательной закачки раствора наполнителя - глинистого раствора, глинистого раствора в смеси со щелочным реагентом - раствор соединений металлов первой группы, закачки раствора алюмохлорида, еще раз закачки глинистого раствора, и проведение технологической выдержки. В пласт дополнительно после технологической выдержки, необходимой для образования в поровом пространстве осадков, производится закачка оторочки 0,5-2,5%-го водного раствора ПАВ, которая способствует улучшению показателей вытеснения нефти из низкопроницаемых ранее не охваченных дренированием участков пласта, т.е. происходит улучшение смачиваемости и уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела нефть-вода. В качестве ПАВ используют АФ₉-12; АФ₉-6; Нефтенол.

Регулирование охвата пласта заводнением и улучшение процессов вытеснения в низкопроницаемых зонах приведет к существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи и коэффициента выработанности пласта.

Глинопорошок используют любой марки по ГОСТ 25795-83. При применении глины из местных карьеров необходимо отстаивание раствора в течение 0,5 часа для разделения от песка и гравия.

В качестве щелочного реагента могут быть использованы растворы соединений металлов первой группы: жидкое стекло по ГОСТ 13078-81, водорастворимый порошок силиката натрия по ТУ 2145-015-13002578-94, водные растворы силикатов натрия по ТУ 2145-014-13002578-94, сода кальцинированная по ГОСТ 5100-85, натр едкий технический по ГОСТ 2263-79 или 11078-78, аммиак (водный раствор) по ГОСТ 9-92.

Применяется алюмохлорид по ТУ 38.102163-84, представляющий собой отход производства в виде насыщенного водного раствора светло-желтого или серо-зеленого оттенка, плотностью 1181...1247 кг/м³. Содержание основного вещества 200...300 кг/м³, рН раствора - 0,6...2,0, температура замерзания - 40°С

В качестве поверхностно-активного вещества используют АФ₉-12 или АФ₉-6 по ТУ 2483-077-05766801-98 (прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до желтоватого цвета), Нефтенол по ТУ 2488-007-171977-08-93, представляющий собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот, триэтаноламина (плотность при 20°С 85-93 кг/м³, температура застывания минус - 40°С).

Последовательность закачивания и осуществление способа следующая.

В качестве первой оторочки в скважину закачивают раствор глинистой суспензии, затем закачивают смесь глинистой суспензии и щелочного раствора соединений металлов первой группы, после подают раствор алюмохлорида, еще глинистый раствор и останавливают скважину на реагирование. После технологической паузы, необходимой для образования осадков в пласте, закачивается оторочка водного раствора поверхностно-активного вещества, и подключают скважину к системе ППД.

Раствор глинистой суспензии, выступающей также в роли изолирующей оторочки, в процессе осуществления технологии можно заменить оторочкой пресной воды при наличии малых значений эффективной нефтенасыщенной толщины объекта воздействия и приемистости очаговых нагнетательных скважин.

Пример 1

Эффективность снижения проницаемости неоднородного обводненного пласта предлагаемым и известным способами определялась экспериментально в условиях, приближенных к пластовым.

В лабораторных условиях проведены серии лабораторных исследований по оценке эффективности методов за счет изменения проницаемости и улучшения коэффициента вытеснения из зоны низкопроницаемых пропластков.

Эффективность извлечения остаточной нефти путем регулирования движения пластовых систем в обводненном неоднородном пласте предлагаемым и известным способами разработки изучалась на объемных моделях пласта. Объемная модель пласта была представлена как двухпластовая неоднородная по проницаемости система. Высокопроницаемая и низкопроницаемая модели пласта, получившие индексы А₁ и А₂, представляют собой сцементированный кварцевый песок диаметром 28-30 мм, длиной 53-56,8 см, содержащий связанную воду, созданную методом замещения воды нефтью. При этом как для модели А₁, так и для А₂, количество связанной воды устанавливалось с учетом коллекторских свойств каждого образца.

В процессе насыщения моделей керосином и нефтью при рабочем давлении и температуре осуществлялось определение их проницаемости. Геометрическая, емкостная и фильтрационная характеристики изготовленных моделей представлены в табл.1.

Таблица 1 Характеристика моделей пластов
Номер Модели пласта	Индекс пласта	Длина, см	Пористость, %	Начальная нефтенасыщенность, %	Проницаемость, мкм2
по керосину	по воде
1	А1	56	22,6	90,2	0,901	0,81
А2	54,33	15,4	76,9	0,121	0,09
2	A1	54,5	22,3	90.3	0,913	0,82
A2	56	13,9	75,44	0,118	0,08
3	A1	54,1	21,3	86,9	0,822	0,69
A2	53	15,6	71,3	0,130	0,09
4	A1	55	20,8	89,6	0,892	0,78
A2	53,5	13,9	73,5	0,109	0,07

Для вытеснения использовалась сточная вода при температуре 24С°, вязкости - 1,39 мПа×с и плотности - 1133 кг/м³. Процесс фильтрации нефти сточной водой осуществлялся при постоянном расходе вытесняющей жидкости.

Комплекс лабораторных исследований включал последовательное нагнетание рабочих растворов по прототипу и по 4 сериям опытов по предлагаемому способу, где в качестве ПАВ используют - АФ₉-6; АФ₉-12; Нефтенол.

Результаты лабораторных опытов представлены в табл.2.

При применении предлагаемого способа наблюдается значительное увеличение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения степени охвата и улучшения показателей вытеснения в низкопроницаемом пропластке.

Пример 2 (по прототипу)

Объектом испытания выбран песчаник угленосного горизонта, эксплуатируемый 1 нагнетательной и 6 добывающими скважинами. Интервал перфорации нагнетательной скважины 1347,2-1352,4 м, средняя толщина пласта 5,2 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м³, приемистость скважины при давлении 9,5 МПа 535 м³/сут, проницаемость пласта 0,18-0,22 мкм², пористость 0,23-0,26, обводненность продукции добывающих скважин 92-96%, дебит по нефти 0,6-1,7 м³/сут.

После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 3 м³ пресной воды, за ним 24 м³ щелочной суспензии, содержащей 8,5% силиката натрия и 6% глинопорошка, еще 3 м³ пресной воды. Процесс улучшения вытеснения нефти достигается последующим закачиванием 2,3 м³ 27%-ного раствора алюмохлорида и 20 м³ сточной воды плотностью 1118 кг/м³. Растворы продавливают 15 м³ сточной водой. Объем закачиваемых растворов составляет около 0,013 объема пор. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования.

В течение 2 месяцев обводненность добываемой продукции пяти добывающих скважин снизилась до 63-87%, у одной скважины до 47%. Дебит по нефти двух скважин не изменился, трех скважин увеличился до 4,1-13,6 т/сут, одной скважины с 1,3 м³/сут достиг 19,2 м³/сут. Приемистость нагнетательной скважины осталась на прежнем уровне.

Пример 3

Опытный участок залежи нефти представлен угленосным горизонтом, эксплуатируемым 1 нагнетательной и 5 добывающими скважинами. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 6,1 м. Плотность закачиваемой воды 1118 кг/м³. Приемистость нагнетательной скважины 680 м³/сут, проницаемость 0,18-0,22 мкм², пористость 0,20-0,23. Обводненность добываемой продукции 94-98%, дебит по нефти 0,5-1,6 м³/сут.

В нагнетательную скважину последовательно закачивают 6 м³ раствора глинистой суспензии (10%-ой концентрации), за ним 27 м³ щелочной суспензии, содержащей 8,5% силиката натрия и 6% глинопорошка, еще 6 м³ 27%-ного раствора алюмохлорида, затем 6 м³ раствора глинистой суспензии (10%-ной концентрации). Растворы продавливают 18 м³ сточной водой. Скважину останавливают для реагирования на 48 часов. В скважину закачивают 5 м³ 2%-ного водного раствора ПАВ - АФ₉-6. Далее скважину подключают к системе поддержания пластового давления и пускают в работу.

В течение 4 месяцев после проведения обработки обводненность добываемой продукции по всему очагу снизилась до 60-68% при максимальном снижении нескольких добывающих реагирующих скважин очага воздействия до 38%. Дебит по нефти 4 скважин опытного участка увеличился до 5,6-23,4 м³/сут.

Пример 4

Очаг воздействия представлен 1 нагнетательной и 6 добывающими скважинами. Основные геолого-промысловые показатели опытного участка: проницаемость - 0,19-0,21 мкм², пористость - 0,21-0,23, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 5,1 м, приемистость нагнетательной скважины - 540 м³/сут, обводненность добываемой продукции скважин - 90-95%, дебит по нефти - 0,7-1,5 м³/сут.

Последовательность проведения технологического процесса по закачке рабочих растворов:

- первая оторочка - раствор глинистой суспензии (10%-ной концентрации) – 6 м³;

- вторая оторочка - раствор глинистой суспензии (силикат натрия + глинопорошок) - 24 м³;

- третья оторочка - раствор алюмохлорида (товарная форма) - 6 м³;

- четвертая оторочка - раствор глинистой суспензии (10%-ной концентрации) – 6 м³;

- пятая оторочка - продавочная жидкость - сточная вода - 18 м³;

- технологическая пауза (48 часов);

- шестая оторочка - 2%-ный водный раствор неонола АФ₉-12.

Скважину переводят в рабочий режим.

В течение 4-х месяцев после закачивания композиционной системы обводненность по данному очагу снизилась до 61-70%, при максимальном снижении у двух добывающих скважин до 42%. Дебит по нефти двух добывающих скважин вырос до 5,2-21,3 м³/сут, одной скважины - не изменился, трех скважин увеличился до 5,0-22,3 м³/сут.

Способ разработки неоднородного обводненного нефтяного пласта путем последовательной закачки раствора наполнителя - глинистого раствора, глинистого раствора в смеси с щелочным реагентом - раствором соединений металлов первой группы, закачки раствора алюмохлорида, еще раз закачки глинистого раствора и проведения технологической выдержки, отличающийся тем, что в пласт дополнительно после технологической выдержки закачивают раствор поверхностно-активного вещества.