Способ регулирования разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов. В способе регулирования разработки нефтяных месторождений, заключающемся в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава в добывающую и/или нагнетательную скважины, в качестве растворителя используют СФПК (ТУ 2433-017-00205311-99) с концентрацией 5÷20 мас.%. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет изоляции высокопроницаемых, обводненных интервалов пласта в добывающей скважине, увеличения охвата пласта при использовании в нагнетательной скважине и более полного вытеснения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон из-за увеличения коэффициента вытеснения и изменения смачивающей способности поверхности породы. 1 табл.

 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку оторочек растворов частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и поверхностно-активного вещества (ПАВ) (Сургуев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.169). Недостатком этого способа является его кратковременный эффект, связанный с тем, что ПАА в виде вязкого раствора достаточно быстро продвигается от линии нагнетания к добывающей скважине.

Существует также способ воздействия на продуктивный пласт (RU 2079641 С1, кл. 6 E 21 B 43/22, Бюл. 14, 1997), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды, а через добывающую скважину оторочки 0,05-2,0% раствора порошкообразного сшитого полиакриламида, где в качестве рабочего агента используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, например 0,05% водного раствора неонола. Недостатками данного способа являются создание блокирующего экрана только со стороны отбора жидкости, что практически не сказывается на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием и не исключает рост обводнености продукции скважины, вследствие огибания малообъемного блокирующего экрана водой, и низкая нефтеотмывающая способность состава из-за высокой адсорбции раствора неонола на поверхности породы.

Известен и способ регулирования разработки нефтяного пласта, взятый за прототип (RU №2191894 C1, E 21 B 43/22 от 2001.07.17), состоящий в последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и(или) водного раствора соли алюминия. В качестве щелочи используется водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно вводится буферная жидкость между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома. Недостатком данного способа является большой расход водорастворимого полимера и низкая эффективность применительно к отмыву породы пласта от углеводородов с высоким содержанием асфальто-смолистопарафиновых отложений (АСПО).

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет увеличения коэффициента охвата путем изоляции высокопроницаемых участков пласта как со стороны отбора (добывающая скважина), так и со стороны нагнетания (нагнетательная скважина) и более полного вытеснения нефти вследствие комплексного воздействия маловязким реагентом, обладающим низким межфазным натяжением и растворителем АСПО.

Решение поставленной цели состоит в том, что в способе регулирования разработки нефтяных месторождений используется последовательно чередующаяся закачка изолирующего состава, в результате действия которого происходит регулирование профиля приемистости при закачке в нагнетательную скважину и(или) профиля притока жидкости в добывающую скважину, и водных растворов щелочи и растворителя, использование которых приводит к доотмыву породы пласта от углеводородов и изменение ее смачивающей способности.

В способе в качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений, или водные растворы полиакриламида (ПАА) и хромсодержащих сшивающих агентов (сшитые полимерные системы, вязкоупругие составы) или растворы силикатов щелочного металла и активаторов или прямые и обратные эмульсионные растворы, в качестве щелочи - водный раствор щелочного стока производства капролактама ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) в количестве 4-100 мас.%, в качестве растворителя - водный раствор растворителя СФПК (ТУ 2433-017-00205311-99) в количестве 5-20 мас.%.

Предложенный способ повышения нефтеотдачи пласта был смоделирован в лабораторных условиях. Для этого была собрана модель пласта, представляющая собой две металлические трубки диаметром 30 мм и длиной 450 мм, заполненных кварцевым песком. Одна трубка тока (с проницаемостью 1 мкм²) имитировала малопроницаемый участок пласта, другая (с проницаемостью 6 мкм²) - высокопроницаемый участок. Исследования проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86 “Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях”.

На первом этапе поводили вытеснение нефти водой из обеих трубок тока до достижения 100% обводненности одной из них. После чего закачивали в количестве 0,1 от объема пор оторочку водного раствора полиакриламида с концентрацией 0,3 мас.% и ацетата хрома 0,03 мас.% (СПС). Для осуществления процесса гелеобразования модель пласта оставили на гелеобразование в течение 24 часов. Затем в двухмерную модель закачивали (0,1 объема пор оторочку водного раствора щелочного стока производства капролактама концентрацией 5 мас.%, далее - оторочку 0,1 от объема пор водного раствора растворителя СФПК концентрацией 5 мас.%. После чего вводили в двухмерную модель пресную воду до тех пор, пока снова не получили 100% обводненность продукции из высокопроницаемого участка модели пласта. На основании полученных данных рассчитывали конечный коэффициент нефтеотдачи.

На втором этапе проводился эксперимент по методике, описанной выше, отличие от нее заключалось в том, что закачка оторочки водного раствора полиакриламида с концентрацией 1 мас.% с ацетатом хрома 0,1 мас.% количестве 0,1 от объема пор (ВУС) проводилась со стороны отбора жидкости.

На третьем этапе были проведены опыты по вытеснению нефти из указанной модели пласта известным, взятым за прототип, способом (RU №2191894 C1, E 21 B 43/22 от 2001.07.17), который заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт водорастворимого полимера и водного раствора щелочного стока производства капролактама. Результаты экспериментов приведены в таблице №1.

Как видно из приведенных данных, предлагаемый способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий последовательно чередующуюся закачку изолирующего состава и водных растворов щелочи и растворителя в добывающие и нагнетательные скважины при заявляемых параметрах содержания реагентов работоспособен и выгодно отличается способа, взятого за прототип.

Таблица №1
№п.п.	Определяемые параметры	2%ПАА+5% ЩСПК(прототип)	0,3%ПАА+0,05% ацетата хрома +5% ЩСПК +5% СФПК	1,2%ПАА+0,01% ацетата хрома +5% ЩСПК+5% СФПК
1	Коэффициент вытеснения нефти	0,58	0,7	0,66
2	Гидрофобизирующее действие *	1,25	3,0	2,1
*) Гидрофобизирующее действие оценивается изменением объемной скорости фильтрации воды до и после обработки пласта анализируемой системой.

Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заключается в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава, водных растворов щелочи и растворителя в добывающую и /или нагнетательную скважины, отличающийся тем, что в качестве водного раствора растворителя используют отход химического производства - растворитель СФПК с концентрацией 5-20 мас.%.