Способ разработки неоднородных нефтяных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных пластов заводнением. В способе разработки неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду, в качестве глинопорошка используют модифицированный бентонитовый глинопорошок, при этом первоначально закачивают 4-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида, продавливают ее в пласт буферным объемом воды и выдерживают в течение 1-3 часов, затем последовательно закачивают 1-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома, при давлении на 10-40% выше давления нагнетания воды и смесь 0,07-0,25%-ного водного раствора полиакриламида и 0,033-0,1%-ного раствора соединения хрома при давлении нагнетания воды. Технический результат-увеличение нефтеотдачи пластов, снижение обводненности добываемой продукции, а также исключение кольматации призабойной зоны пласта.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных пластов заводнением.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий заводнение, последовательно чередующуюся закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии (см. авт.св. РФ №1778280, Е21В 43/12, 1992).

Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет изоляции наиболее высокопроницаемых пропластков.

Недостатком способа является низкая эффективность регулирования разработки неоднородных пластов и пластов с зональной неоднородностью, что обусловлено малой проникающей способностью глинистой суспензии и кратковременным воздействием на пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии на основе полиакриламида, бентонитовой глины и соединения хрома и водной суспензии на основе древесной муки, конденсированной сульфит-спиртовой барды и бихромата калия (см. патент РФ №2205946, Е21В 43/22, 2003).

Способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта заводнением за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Недостатками способа являются низкая эффективность при использовании на месторождениях с зональной неоднородностью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта, и ограниченная продолжительность технологического эффекта.

Недостатками способа являются также кольматация отдельных интервалов пласта в результате закачки древесной муки и блокирование запасов нефти в низкопроницаемых интервалах.

Наиболее близким аналогом является способ разработки неоднородных пластов, включающий заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду (см. патент РФ №2135756, Е21В 43/22, 1999).

Способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости и перераспределение фильтрационных потоков за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Основным недостатком способа является низкая эффективность при воздействии на высокопроницаемые и трещиноватые коллекторы нефти, водоплавающие залежи, а также при обработке участков кинжальных прорывов воды, что обусловлено низкими вязкостно-структурными свойствами закачиваемой в пласт суспензии глинопорошка. Известный способ не обеспечивает также эффективное воздействие на удаленные зоны пласта (пласты с зональной неоднородностью), что связано с низкой седиментационной устойчивостью глинистой суспензии на основе обычного глинопорошка, которая блокирует поры и трещины вблизи призабойной зоны пласта.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов с зональной неоднородностью и пластов, находящихся на поздней стадии разработки, и снижение обводненности добываемой продукции за счет повышения эффективности и глубины воздействия полимердисперсной системы на пласт, а также исключение кольматации призабойной зоны пласта в результате осаждения глинистых частиц.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду, согласно изобретению в качестве глинопорошка используют модифицированный бентонитовый глинопорошок, при этом первоначально закачивают 4-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в 0,04 -0,12%-ном водном растворе полиакриламида, продавливают ее в пласт буферным объемом воды и выдерживают в течение 1-3 часов, затем последовательно закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома, при давлении нагнетания на 10-40% выше давления нагнетания воды, и смесь полиакриламида с концентрацией 0,07-0,25% и 0,033-0,1%-ного раствора соединения хрома при давлении нагнетания используемой для заводнения воды.

Способ используют при проведении работ на нагнетательных скважинах высокообводненных нефтяных месторождений с целью комплексного воздействия на пласт, включающего выравнивание профиля приемистости скважины, перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением.

Сущность предлагаемого способа разработки неоднородных нефтяных пластов заключается в том, что в качестве компонента полимердисперсной системы используют модифицированный бентонитовый глинопорошок. Модифицированный бентонитовый глинопорошок (МБГ) отличается от обычных глинопорошков высокой набухаемостью и седиментационной устойчивостью в воде. При этом он образует однородную суспензию, легко смешивающуюся с водой.

МБГ закачивают в пласт в виде 4-6%-ной суспензии. Выбор такого интервала концентраций модифицированного бентонитового глинопорошка обусловлен возможностью получения при этом однородной и стабильной суспензии. При концентрации более 6% суспензия становится достаточно вязкой и плохо фильтруется, при концентрации менее 4% она становится неоднородной и выделяет воду.

Модифицированный бентонитовый глинопорошок закачивают в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида. Это обеспечивает с течением времени дополнительное увеличение вязкости суспензии в 4-6 раз, при этом сохраняется однородность системы в целом. При более высоких концентрациях полимера он коагулирует частицы модифицированного бентонитового глинопорошка, что приводит к расслоению суспензии, образованию глинистых сгустков и резкому снижению вязкости. При концентрации полимера менее 0,04% суспензия имеет вязкостные свойства, незначительно превышающие свойства исходной глинистой суспензии.

Полученную суспензию МБГ продавливают в пласт буферным объемом воды и выдерживают в течение 1-3 часов. За это время модифицированный бентонитовый глинопорошок окончательно набухает и при выбранных соотношениях ингредиентов образуется однородная высоковязкая полимерглинистая суспензия, которая сохраняет подвижность, хорошо фильтруется и не расслаивается с течением времени. Продвижение суспензии по высокопроницаемым каналам пласта обеспечивает распределение фильтрационных потоков в удаленных зонах.

После закачки суспензии МБГ в растворе полимера в пласт закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома. В растворе соединения хрома (в рамках способа используют ацетат хрома, хромкалиевые квасцы или бихромат щелочного металла) с выбранной концентрацией набухаемость частиц МБГ в воде снижается в 1,5-2,5 раза. Поэтому они лучше фильтруются в пористой среде и глубже проникают в пласт вдоль линии нагнетания воды, что способствует перераспределению фильтрационных потоков в объеме пласта. В дальнейшем, после прокачки воды, частицы МБГ полностью набухают, что приводит к дополнительному снижению проницаемости обработанных зон, усиливает перераспределение потоков и способствует снижению обводненности добываемой продукции. Более глубокое проникновение частиц МБГ в объем пласта обеспечивается тем, что давление закачки смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и раствора соединения хрома увеличивают на 10-40% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды.

Далее в пласт закачивают смесь полиакриламида и 0,033-0,1%-ного раствора соединения хрома. В результате взаимодействия компонентов в пласте образуется «сшитый» полимерный гель. Для закачки в нефтяные пласты используют растворы с концентрацией полимера 0,07-0,25%. Такие растворы хорошо сшиваются соединениями хрома и образуют однородные подвижные структуры. Для сшивки полимера в способе используют раствор соединения хрома с концентрацией 0,033-0,1%. При такой концентрации соединения хрома сшивка полимера происходит в течение 5-12 часов, при этом полимерный гель не размывается закачиваемой водой. Закачку смеси полиакриламида и раствора соединения хрома производят при давлении нагнетания воды, что обеспечивает равномерное движение жидкости по пласту и вытеснение нефти из невыработанных интервалов. Разработанный способ допускает закачку полиакриламида в виде водной суспензии.

Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает в целом протекание следующих процессов. После выдержки в пласте суспензия модифицированного бентонитового глинопорошка в водном растворе полиакриламида увеличивает вязкость и образует однородную композицию, которая не размывается закачиваемой водой и движется по пласту единой массой. Это способствует перераспределению фильтрационных потоков вблизи ПЗП скважины и в объеме пласта и обеспечивает пролонгированное блокирование прорывов воды по наиболее высокопроницаемым интервалам пласта. Последующая закачка суспензии МБГ в растворе соединения хрома, содержащая не набухшие частицы модифицированного бентонитового глинопорошка, направлена на дополнительную кольматацию высокопроницаемых интервалов и снижение проницаемости зон, примыкающих к высокопроницаемым интервалам. Что исключает опережающие прорывы воды по этим интервалам. Далее закачивается смесь полиакриламида и раствора соединения хрома, что обеспечивает равномерное вытеснение нефти из невыработанных интервалов пласта.

В целом в результате воздействия на пласт при использовании предложенного способа происходит пролонгированное блокирование прорывов воды, интенсивное перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции.

Для реализации способа используют следующие вещества, выпускаемые промышленностью:

- модифицированный бентонитовый глинопорошок по ТУ 2164-006-41219638-2005, марка ПБМА, ПБМБ;

- ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00 (изм.1), бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88, хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4169-79;

- полиакриламид марки PDA, PDS 40 NT, CYPAN, Accotrol и другие.

Способ осуществляют следующим образом.

В пласт, разрабатываемый путем заводнения, с помощью насосного агрегата закачивают 4-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида. Закачку производят путем дозирования расчетного количества модифицированного бентонитового глинопорошка через эжектор в раствор полиакриламида или путем дозирования сухой смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и полиакриламида, приготовленной в заданном соотношении. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды в количестве 10-14 м³ и выдерживают в течение 1-3 часов. Затем через эжектор закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка с концентрацией 1-6%, дозируя его в 0,005-0,015%-ный водный раствор соединения хрома, при давлении нагнетания на 10-40% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды. Далее в пласт закачивают смесь полиакриламида с концентрацией 0,07-0,25% и 0,033-0,1%-ном раствора соединения хрома при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды.

Предлагаемый способ разработки неоднородных нефтяных пластов иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Продуктивный пласт группы А нефтяного месторождения в Западной Сибири с выраженной зональной неоднородностью сложен мощной толщей песчаных коллекторов, неоднородных по литологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,270 мкм². Пласт характеризуется значительной выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости превышает 100 т/сут, средняя обводненность по пласту - 90,5%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м³/сут. По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 900 м³/сут.

В нагнетательную скважину с приемистостью 930 м³/сут при давлении нагнетания 81,0 атм с помощью насосного агрегата закачали 4%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка марки ПБМА в 0,06%-ном водном растворе полиакриламида марки PDA. Закачку производили путем дозирования расчетного количества модифицированного бентонитового глинопорошка через эжектор в раствор полиакриламида. Суспензию продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 10 м³ и выдержали в течение 2 часов. Затем через эжектор закачали 3%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка, дозируя его в 0,005%-ный водный раствор ацетата хрома, при давлении нагнетания 89,1 атм (на 10% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды). Далее в пласт закачали смесь полиакриламида с концентрацией 0,1% и 0,05%-ный раствор ацетата хрома при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды, продавили реагенты в пласт и запустили скважину в работу.

После закачки полимердисперсной системы приемистость скважины снизилась до 480 м³/сут. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 5,016 тыс. т. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 2,0-3,2% и увеличение дебитов по нефти.

Пример 2. Продуктивный пласт группы Б нефтяного месторождения в Западной Сибири сложен мощной толщей песчаных коллекторов, неоднородных по литологическому строению. Средняя проницаемость коллекторов - 0,203 мкм², по отдельным интервалам - свыше 1,5 мкм². Пласт характеризуется значительной выработкой запасов. Текущий дебит по жидкости составляет 167,9 т/сут, средняя обводненность по пласту - 91,5%. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 391 м³/сут, по отдельным скважинам - до 1000 м³/сут.

В нагнетательную скважину с приемистостью 974 м³/сут при давлении нагнетания 93 атм с помощью насосного агрегата закачали 6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка марки ПБМБ в 0,1%-ном водном растворе полиакриламида марки PDS 40 NT. Закачку производят путем дозирования через эжектор сухой смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и полиакриламида, приготовленной в заданном соотношении. Суспензию продавили в пласт буферным объемом воды в количестве 12 м³ и выдержали в течение 3 часов. Затем через эжектор закачали 4%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка, дозируя его в 0,015%-ный водный раствор бихромата натрия, при давлении нагнетания 107,0 атм (на 15% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды). Далее в пласт закачали смесь порошкообразного полиакриламида из расчета на 0,15%-ную концентрацию и 0,1%-ного раствора ацетата хрома при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды, продавили реагенты в пласт и запустили скважину в работу.

После закачки полимердисперсной системы приемистость скважины снизилась до 406 м³/сут. По истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 5,583 тыс. т. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 1,7-2,4% и увеличение дебитов по нефти.

Таким образом, использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с зональной неоднородностью и трещиноватые пласты.

Способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду, отличающийся тем, что в качестве глинопорошка используют модифицированный бентонитовый глинопорошок, при этом первоначально закачивают 4-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида, продавливают ее в пласт буферным объемом воды и выдерживают в течение 1-3 ч, затем последовательно закачивают 1-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома, при давлении на 10-40% выше давления нагнетания воды, и смесь 0,07-0,25%-ного водного раствора полиакриламида и 0,033-0,1%-ного раствора соединения хрома при давлении нагнетания воды.