Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений



Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений

 


Владельцы патента RU 2598672:

Винтерсхол Холдинг ГмбХ (DE)
Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. Нагнетают одну или несколько вытесняющих сред по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и осуществляют отбор нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину. Осуществляют блокировку зон нефтяного месторождения с высокой проницаемостью в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, для чего через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в месторождение в каждом случае по отдельности и последовательно нагнетают по меньшей мере одну водную композицию F1 и по меньшей мере одну водную композицию F2. Причем композиции после закачки смешиваются друг с другом в формации в зоне смешивания и образуют вязкие гели. Продолжают нагнетание одной или нескольких вытесняющих сред в нагнетательную скважину. Причем композиция F1 включает в себя воду и уротропин. Композиция F2 включает в себя воду и мочевину. F1 и/или F2 содержат по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания. Причем соединения металлов и соединения полуметаллов выбирают из группы, которую образуют соли Fe(II) и Fe(III), соли ванадия, соли циркония, соли алюминия (III) и коллоидные соединения кремния. При этом в зоне смешивания композиций концентрация уротропина составляет по меньшей мере 1% масс., концентрация мочевины по меньшей мере 5,75% масс., а концентрация по меньшей мере одного соединения М по меньшей мере 5% масс. относительно суммы воды, уротропина, мочевины и по меньшей мере одного соединения М, которые находятся в зоне смешивания. Техническим результатом является повышение выхода нефти. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

 

Настоящее изобретение относится к области технологий нефтедобычи, в особенности способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, при реализации которого для повышения выхода нефти блокируют обладающие высокой проницаемостью участки нефтяной формации путем отдельной закачки в месторождение по меньшей мере двух различных композиций, причем композиции смешиваются друг с другом только в месторождении, и под влиянием температуры в месторождении смесь образует гели с высокой вязкостью. Способ можно применять, в частности, на конечной стадии разработки месторождений, при повышении разводнения продукции, а в особенности после заводнения месторождений.

В природных нефтяных месторождениях нефть находится в полостях пористых пород-коллекторов, закрытых со стороны земной поверхности непроницаемыми покровными слоями. Помимо нефти, включая некоторую долю природного газа, месторождение также содержит воду с большей или меньшей соленостью. Полости могут представлять собой очень мелкие полости, капилляры, поры и т.п., например, таковые диаметром всего лишь ок. 1 мкм; помимо этого формация, однако, может иметь и участки с порами большего диаметра и/или естественные разломы.

После буровой проходки до нефтеносных слоев нефть из-за естественного давления в месторождении сначала течет к эксплуатационным скважинам и фонтанным образом выходит на поверхность земли. Эту фазу нефтедобычи специалисты называют первичной добычей. При неблагоприятных условиях в месторождении, например, высокой вязкости нефти, быстром падении давления в месторождении или высоком сопротивлении течению в нефтеносных слоях, фонтанная добыча быстро прекращается. Посредством первичной добычи в среднем можно извлечь лишь 2-10% нефти, исходно имеющейся в месторождении. В случае вязких сортов нефти фонтанное поступление, как правило, вообще невозможно.

Поэтому, чтобы повысить отдачу, применяют методы так называемой вторичной добычи.

Самый распространенный способ вторичной нефтедобычи - это заводнение. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты закачивают воду. Из-за этого давление в месторождении искусственно повышается, и нефть выдавливается от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Заводнение при определенных обстоятельствах может существенно повысить степень отдачи.

В идеальном случае при заводнении водяной фронт, начинающийся от нагнетательной скважины, должен равномерно оттеснять нефть по всей нефтяной формации к эксплуатационной скважине. На практике, однако, в нефтяной формации имеются участки, различающиеся по сопротивлению течению. Помимо мелкопористых пород-коллекторов, насыщенных нефтью, с высоким сопротивлением течению воды, имеются также участки с низким сопротивлением течению воды, как, например, природные или искусственные разломы или участки с высокой проницаемостью в породах-коллекторах. Такие проницаемые участки могут представлять собой и участки, из которых нефть уже извлечена. При заводнении нагнетаемая вода естественным образом течет от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине по путям с низким сопротивлением течению. Вследствие этого мелкопористые насыщенные нефтью участки месторождения с высоким сопротивлением течению не заводняются, а из эксплуатационной скважины извлекают все больше воды и все меньше нефти. В такой ситуации специалист говорит об «обводненности продукции». Указанные эффекты особенно выражены в случае тяжелых или вязких сортов нефти. Чем выше вязкость нефти, тем вероятнее быстрое обводнение продукции.

Для добычи нефти из месторождений с высокой вязкостью нефть можно также нагреть нагнетанием в месторождение горячего пара, что позволит снизить вязкость нефти. Как и при заводнении, однако, горячий пар и паровой конденсат тоже могут нежелательно быстро пробиться через зоны высокой проницаемости от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам, и таким образом продуктивность третичной добычи снижается.

На нынешнем уровне техники известны меры для закрытия таких зон высокой проницаемости между нагнетательными и эксплуатационными скважинами посредством надлежащих мероприятий. Благодаря этому происходит блокировка зон высокой проницаемости с малым сопротивлением течению, а заводняющая вода или вытесняющий пар снова протекают по насыщенным нефтью слоям низкой проницаемости. Такие мероприятия известны также как «выравнивание профиля приемистости» (Conformance Control). Обзор мероприятий по выравниванию профиля приемистости приведен в публикации Borling et al. „Pushing out the oil with Conformance Control" в Oilfield Review (1994), начиная со стр.44.

Для выравнивания профиля приемистости можно применять композиции определенных химических веществ, обладающие сравнительно низкой вязкостью, которые легко закачать в формацию, и вязкость которых значительно возрастает только после нагнетания в формацию в условиях, имеющих место в формации. Такие композиции содержат подходящие для увеличения вязкости неорганические, органические или полимерные компоненты. С одной стороны, повышение вязкости закачанной композиции может просто развиваться с временной задержкой. Известны, однако, также и композиции, у которых увеличение вязкости по существу запускается повышением температуры, когда закачанная композиция постепенно нагревается в залежи до температуры месторождения. Композиции, вязкость которых возрастает только в условиях, имеющих место в формации, известны, например, как «термогели» или «системы замедленного желатинирования» (delayed gelling systems). Продуктивное использование этих композиций возможно, однако, только в месторождениях, температура которых превышает 60°С. Для «холодных» месторождений, имеющих температуру ниже 60°С, используют композиции, которые замешивают перед нагнетанием, при этом их вязкость сначала низка, а лишь после закачки в месторождение благодаря химическим реакциям формируются компоненты, которые повышают вязкость композиции.

К этой группе принадлежат композиции, содержащие уротропин, мочевину и соли алюминия или соли других металлов. Способы нефтедобычи с этой группой композиций раскрыты, например, в российских патентах RU 2066743, RU 2250367 и RU 2382174. Недостаток этих способов состоит, во-первых, в том, что химическая реакция между уротропином, мочевиной и солью металла даже при низких температурах начинается уже при смешивании на поверхности, а во-вторых, в том, что длительность реакции, в течение которой из композиции образуется вязкий гель, сравнительно невелика. В результате этого так называемая гелевая оторочка формируется только в ближней зоне нагнетания, но не в зонах, находящихся на некотором удалении.

В нижеследующей таблице в качестве примера представлена зависимость длительности гелеобразования водной композиции, содержащей 4% масс., уротропина, 20% масс., мочевины и 17,6% масс., полигидрокси-хлорида алюминия (AlnOH)m Cl3n-m, AluStar®), 58,4% масс., воды (относительно общей массы раствора), при различных температурах.

Таблица 1:
Температура [°С] Время гелеобразования по результатам реологических измерений [ч]
50% 90%
20 20 55
30 5 17
40 2 6
50 1 2

50% либо же 90% означает, что 50% или 90% раствора находятся в состоянии геля.

Поэтому при температурах месторождений, составляющих только приблизительно 20°С, невозможно закачать смесь на основе уротропина, мочевины и гелеобразующей металлической соли глубоко в месторождение, поскольку растворы с долей геля в 50% уже недостаточно подвижны, и обычно, пока смесь достигнет места в формации, где она должна действовать, проходит более суток. Таким образом, закачанные композиции вообще не достигают зон высокой проницаемости, которые они, собственно говоря, должны блокировать; напротив, вязкие гели образуются уже возле нагнетательной скважины либо же в ближней зоне скважины. Гели могут препятствовать дальнейшему закачиванию гелеобразующей композиции, а кроме того, естественно, может оказаться невозможным последующее заводнение или вытеснение паром.

Поэтому задача настоящего изобретения состояла в представлении способа добычи нефти из нефтяных формаций, при реализации которого разводнение продукции снижается, а степень извлечения запасов повышается, и который пригоден также для месторождений со сравнительно низкой температурой.

Эту задачу решают посредством нижеследующего способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, в которые пройдены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплуатационная скважина, включающего в себя по меньшей мере следующие этапы:

(1) нагнетание одной или нескольких вытесняющий сред по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину,

(2) блокировка зон нефтяного месторождения с высокой проницаемостью в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, для чего через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в месторождение в каждом случае по отдельности и последовательно нагнетают по меньшей мере одну водную композицию F1 и по меньшей мере одну водную композицию F2, причем композиции после закачки смешиваются друг с другом в формации и образуют вязкие гели.

(3) продолжение нагнетания одной или нескольких вытесняющих сред в нагнетательную скважину, причем

композиция F1 включает в себя воду и уротропин, композиция F2 включает в себя воду и мочевину, и

F1 и/или F2 содержат по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания,

причем температура у нагнетательной скважины до этапа способа (2) составляет самое большее 60°С.

В предпочтительной форме исполнения эту задачу решают посредством нижеследующего способа добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, в которые пройдены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплуатационная скважина, включающего в себя по меньшей мере следующие этапы:

(1) нагнетание одной или нескольких вытесняющий сред по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину,

(2) блокировка зон нефтяного месторождения с высокой проницаемостью в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, для чего через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в месторождение в каждом случае по отдельности и последовательно нагнетают по меньшей мере одну водную композицию F1 и по меньшей мере одну водную композицию F2, причем композиции после закачки смешиваются друг с другом в формации в зоне смешивания и образуют вязкие гели.

(3) Продолжение нагнетания одной или нескольких вытесняющих сред в нагнетательную скважину,

причем

композиция F1 включает в себя воду и уротропин,

композиция F2 включает в себя воду и мочевину, и F1 и/или F2 содержат по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, причем соединения металлов и соединения полуметаллов выбирают из группы, которую образуют соли Fe(II) и Fe(III), соли ванадия, соли циркония, соли алюминия (III) и коллоидные соединения кремния,

а после этапа (2) в зоне смешивания композиций концентрация уротропина составляет по меньшей мере 1% масс., концентрация мочевины по меньшей мере 5,75% масс., а концентрация по меньшей мере одного соединения М по меньшей мере 5% масс., относительно суммы воды, уротропина, мочевины и по меньшей мере одного соединения М, которые находятся в зоне смешивания,

причем температура у нагнетательной скважины до этапа способа (2) составляет самое большее 60°С.

Способ согласно изобретению обладает тем преимуществом, что и в месторождениях с низкой температурой можно целенаправленно блокировать зоны высокой проницаемости неорганическими гелями. Способ дает возможность блокировать также и остывшие (например, из-за заводнения) промытые зоны горных пород в месторождении. Расстояние между скважиной и гелевой оторочкой при реализации способа согласно изобретению можно регулировать независимо от температуры. Благодаря этому удается обеспечить эффективную блокировку зон высокой проницаемости, снизить разводнение продукции и повысить степень извлечения запасов нефти.

Список иллюстраций

Фигура 1 - Изображение результатов симуляционного расчета зоны смешивания после нагнетания согласно изобретению порции F1, порции F2 и порции F1;

Фигура 2 - Изображение профиля давления в эксперименте по заливке скважины согласно примеру 1;

Фигура 3 - Изображение профиля давления в эксперименте по заливке скважины согласно примеру 2.

Подробно в отношении изобретения необходимо сказать следующее:

Способ добычи нефти согласно изобретению представляет собой способ вторичной или третичной добычи нефти, то есть его применяют после того, как первичная нефтедобыча, обусловленная собственным давлением месторождения, прекратилась, а давление в месторождении необходимо поддерживать нагнетанием воды и/или пара.

Месторождения

Месторождения могут представлять собой месторождения всех сортов нефти, например, таковые легкой или тяжелой нефти. В одной из форм исполнения изобретения месторождения представляют собой месторождения тяжелой нефти, то есть месторождения, содержащие нефть с плотностью в градусах API менее 22,3°API.

Для реализации способа в нефтяные месторождения проходят по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Как правило, в месторождении бурят несколько нагнетательных скважин и несколько эксплуатационных скважин.

Начальная температура месторождения, то есть, температура до этапа (2) способа согласно изобретению, обычно находится в пределах от 8°С до 60°С, предпочтительно от 8°С до 50°С, особо предпочтительно от 8°С до 40°С, крайне предпочтительно от 8°С до 30°С, а в особенности от 8°С до 25°С, при измерениях около нагнетательной скважины. Из-за применения способа согласно изобретению температура месторождения обычно изменяется по меньшей мере в области между нагнетательными и эксплуатационными скважинами.

Способ

Согласно изобретению способ включает в себя по меньшей мере три этапа (1), (2) и (3), которые реализуют в этой последовательности, но не обязательно непосредственно друг за другом. Само собой разумеется, что способ может включать в себя и другие этапы, которые реализуют до, во время или после этапов (1), (2) и (3).

Этап (1)

На первом этапе способа (1) по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают одну или несколько сред вытеснения, например, азот, диоксид углерода, воду или воду, которая содержит обычные, известные специалисту добавки, например, загустители или поверхностно-активные вещества, предпочтительно воду или воду, содержащую добавки, а по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины отбирают нефть. Предметом настоящего изобретения также является способ, отличающийся тем, что среду вытеснения выбирают из воды, которая при необходимости содержит добавки. Под термином «нефть» в этом контексте подразумевают, естественно, не чистую фазу нефти, а обычные эмульсии, включающие в себя нефть и формационную воду, которые добывают из нефтяных месторождений.

Температура закачиваемой воды обычно составляет от 5 до 60°С, предпочтительно от 5 до 50°С, а особо предпочтительно от 5 до 40°С.

Благодаря закачке воды в области между нагнетательной и эксплуатационной скважинами образуется зона, в которой нефть вытесняется водой.

Благодаря закачке средств вытеснения, например, воды либо же водного раствора исходная температура месторождения может измениться, то есть она может возрасти или снизиться, в зависимости от того, выше температура среды вытеснения, чем исходная температура месторождения, или ниже.

Благодаря закачке среды вытеснения, например, воды, давление в месторождении повышается, и в области между нагнетательной и эксплуатационной скважиной образуются зоны, в которых нефть вытесняется средой вытеснения.

В силу естественной неоднородности проницаемости месторождения через некоторое время между нагнетателем и эксплуатационной скважиной образуются «промытые» зоны, обладающие высокой проницаемостью. Геометрические параметры и размеры этих зон могут быть самыми разными, и спрогнозировать их очень сложно. Эти зоны часто намечены небольшими геологическими нарушениями, которые не обнаруживаются обычными методами измерения и измерительными приборами, или же определенными пластами горных пород.

Если разводнение продукции возрастает сравнительно скоро после начала заводнения, это однозначно указывает на прорыв воды.

Этап (2)

Этап (2) можно применять, как только разводнение продукции станет слишком сильным или же будет зарегистрирован так называемый прорыв воды. При прорыве воды вода течет по зонам высокой проницаемости от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине. Зоны высокой проницаемости, однако, не обязательно должны быть созданы заводнением, а могут присутствовать в формации и по естественным причинам. Кроме того, возможно, что проницаемые зоны были созданы уже на одном из этапов, предшествовавших способу согласно изобретению.

Для подготовки этапа (2) может оказаться выгодно измерить температуру в области нагнетательной скважины и определить температурное поле месторождения в области, находящейся под влиянием заводнения. Методы определения температурного поля нефтяного месторождения, в принципе, известны специалисту. Распределение температуры устанавливают, как правило, по измерениям температуры в определенных точках формации в сочетании с симуляционными расчетами, причем при симуляционных расчетах помимо прочего учитывают количества теплоты, введенные в формацию, а также количества теплоты, выведенные из формации. В качестве альтернативы можно характеризовать и каждый из участков по его средней температуре. Специалисту ясно, что представленный анализ температурных полей представляет собой лишь приближенное отображение реальной ситуации в формации.

Этап (2) можно проводить непосредственно после этапа (1).

Во время реализации этапа (2) способа обладающие высокой проницаемостью зоны нефтяного месторождения блокируют в области между нагнетательными скважинами и эксплуатационными скважинами, нагнетая водные композиции через по меньшей мере одну нагнетательную скважину.

Согласно изобретению для этого применяют по меньшей мере две различные водные композиции F1 и F2. Композиция F1 включает в себя воду, а также уротропин (гексаметилентетрамин). В состав отличной от нее композиции F2 входят вода и мочевина. Кроме того, либо F1 или F2, либо как F1, так и F2 включают в себя по меньшей мере одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания.

Для реализации способа по меньшей мере две композиции F1 и F2 в каждом случае отдельно друг от друга нагнетают в месторождение через одну или несколько нагнетательных скважин. При этом обычно речь идет о тех же нагнетательных скважинах, которые на этапе (1) способа использовали для нагнетания воды либо же пара.

Нагнетание при этом проводят так, чтобы обе композиции смешивались в формации после нагнетания.

Композиции F1 и F2

Согласно изобретению композиции F1 и F2 составлены из таких компонентов, чтобы они после смешивания под землей под воздействием месторождения формировали вязкие гели, в том числе при температурах максимум в 60°С в то время как по отдельности, без смешивания композиции F1 и F2 не могут образовывать гели и при высоких температурах (например, 50°С). Сформировавшиеся после смешивания вязкие гели закупоривают полости в нефтяной формации и таким образом блокируют пути течения воды и/или пара. Согласно изобретению гели представляют собой неорганические гели, в особенности гидроксиды или гидраты оксидов металлов или полуметаллов.

По меньшей мере еще одно соединение М может формировать гели при добавлении к нему основания. Его выбирают из соединений металлов и соединений полуметаллов, которые способны формировать гели при добавлении основания. Эти соединения можно выбирать, например, из солей железа (II) и железа (III), солей ванадия, солей циркония, солей алюминия (III) и коллоидных соединений кремния. В соответствии с предпочтительной формой исполнения изобретения по меньшей мере еще одно соединение М выбирают из водорастворимых солей алюминия (III).

Водорастворимые соли алюминия (III) предпочтительно выбирают из группы, которую образуют нитрат алюминия, хлорид алюминия, сульфат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, их частично гидролизованные производные и их смеси. Под определение частично гидролизованного производного вышеупомянутых солей алюминия (III) подпадает, например, гидроксихлорид алюминия.

Значение рН той композиции F1 и/или F2, которая содержит по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из водорастворимых солей алюминия (III), обычно составляет не более 5, предпочтительно не более 4, 5, а особо предпочтительно не более 4.

Коллоидные соединения кремния предпочтительно представляют собой коллоидный SiO2, который, что целесообразно, должен характеризоваться средним размером частиц от 4 до 300 нм. Удельная площадь поверхности SiO2 может составлять, например, от 100 до 300 м2/г.

При смешивании композиций проходят следующие химические реакции:

(a) (CH2)6N4+10Н2O 6СН2О+4NH4OH

(b) CO(NH2)2+СН2O→ мочевинно-формальдегидная смола +Н2O

(с) Соединение М (например, Aln(OH)mCl3n-m)+NH4OH→неорганический гель (например, А1(ОН)3)+NH4Cl

Химическая реакция между формальдегидом и мочевиной (уравнение реакции (b)) вызывает сдвиг равновесия в гидролизе уротропина (уравнение реакции (а)) в направлении формальдегида и гидроксида аммония. Это означает, что степень гидролиза уротропина в присутствии мочевины возрастает, а благодаря этому и количество гидроксида аммония. Гидроксид аммония реагирует с соединением М (например, полигидроксихлоридом алюминия, Alustar® 1010L) и образует гель (гидроксид алюминия) и водорастворимую соль (хлорид аммония, уравнение реакции (с)). Если присутствуют только уротропин и соль алюминия, но не мочевина, то гелеобразование не происходит, как это показано в примере 1. То же самое справедливо, если присутствуют мочевина и соль алюминия, а уротропин отсутствует.

Помимо воды композиции могут в качестве опции содержать и другие органические растворители, способные смешиваться с водой. К примерам таких растворителей относятся спирты. Как правило, композиции F1 и F2 (F) должны, однако, содержать по меньшей мере 80% масс., воды относительно суммы всех растворителей в композиции, предпочтительно по меньшей мере 90% масс., а особо предпочтительно по меньшей мере 95% масс. Крайне предпочтительно, чтобы присутствовала только вода.

Кроме того, композиции F1 и/или F2 могут включать в себя компоненты, способные ускорить или замедлить гелеобразование. Примеры таковых включают в себя дополнительные соли или нафтеновые кислоты. Помимо этого композиции F1 и/или F2 могут также включать в себя загущающие добавки, например, полимеры, обладающие эффектом загустителя.

После смешивания композиций F1 и F2 из-за повышения значения рН образуются нерастворимые в воде и обладающие высокой вязкостью гели, включающие в себя ионы металлов, гидроксидионы, а также при необходимости и другие компоненты. В случае применения соединений алюминия может образоваться гель гидроксида алюминия или же гель гидрата гидроксида алюминия, которые, разумеется, могут содержать и другие компоненты, например, анионы использованных солей алюминия.

Предпочтительно применять в композиции F1 уротропин в количестве от 6 до 32% масс., предпочтительно от 15 до 25% масс., от суммы всех компонентов композиции F1.

Равным же образом предпочтительно применять в композиции F2 мочевину в количестве от 16 до 36% масс., предпочтительно от 20 до 30% масс., от суммы всех компонентов композиции F2.

Если по меньшей мере одно дополнительное соединение М добавляют только в композицию F1 или только в композицию F2, то концентрация по меньшей мере одного соединения М обычно составляет от 4 до 8% масс., от совокупной массы композиции F1 либо же F2 и применительно к безводному соединению.

Если по меньшей мере одно соединение М содержится как в композиции F1, так и в композиции F2 то концентрацию по меньшей мере одного соединения М в обеих композициях обычно выбирают так, чтобы суммарная концентрация М относительно F1 и F2, составляла 2-4% масс.

Концентрацию мочевины и уротропина следует соразмерять так, чтобы могло образоваться достаточное количество оснований, чтобы снизить значение рН настолько, чтобы действительно в осадок мог выпасть гель. Поэтому в случае алюминия количество мочевины и уротропина должно быть по меньшей мере таким, чтобы на моль Al(lll) высвобождалось 3 моля основания.

С помощью концентрации компонентов, в принципе, можно задавать и время до гелеобразования после перемешивания, но при этом следует, однако, учитывать, что перемешивание композиций F1 и F2 в формации не должно быть полным, и что, соответственно, при задании длительности гелеобразования сохраняется некоторая неточность. Чем выше концентрация мочевины и уротропина, тем выше - при заданной концентрации соединения металла - скорость гелеобразования. Специалист может использовать это соотношение, чтобы целенаправленно продлить или сократить гелеобразование.

Реализация этапа (2)

Согласно изобретению по меньшей мере две композиции F1 и F2 в каждом случае по отдельности нагнетают в месторождение через одну или несколько нагнетательных скважин, и композиции смешиваются только под землей. После нагнетания композиций F1 и F2, как правило, дополнительно проводят заводнение, чтобы вытеснить композиции F1 и F2 дальше в месторождение. В рамках настоящего изобретения «дополнительным заводнением» называют объем воды, который нагнетают непосредственно после закачивания композиций F1 и F2, чтобы под землей доставить композиции F1 и F2 в нужные места и чтобы добиться максимального перемешивания композиций F1 и F2. Если дополнительное заводнение прекращают слишком рано, может оказаться, что F1 и F2 вовсе не контактируют друг с другом или контактируют недостаточно. Если дополнительное заводнение проводят слишком долго, то нарушается гелеобразование в зоне смешивания. После дополнительного заводнения обычно выдерживают паузу в заводнении на 1-3 дня.

Нередко между нагнетанием композиций F1 и F2 либо же F2 и F1 закачивают порцию воды. Эту порцию воды, закачанную между двумя порциями композиций F1 и F2, ниже также называют буферной водой. При этом закачанный объем воды должен быть не больше, а предпочтительно меньше, чем объем закачанной после этого порции F1 или F2. Объем композиции F1 сокращенно обозначают VF1, а объем композиции F2 - как VF2. Как правило, объем композиции F1 либо же в каждом случае закачанной порции F1 меньше, чем объем композиции F2 либо же закачанной порции F2. Объем буферной воды, нагнетаемой между композициями F1 и F2 либо же F2 и F1, определяется обычно меньшим объемом. Предпочтительно, чтобы объем буферной воды составлял по меньшей мере 1 м3, в особенности от 1 м3 до VF1, причем VF1 означает объем композиции, который был закачан непосредственно перед этим. В частности, объем такой порции буферной воды может составлять от 40 до 100% закачанной порции, содержащей уротропин (композиция F1), предпочтительно от 40 до 80%, а особо предпочтительно от 40 до 60%.

Объектом настоящего изобретения также является способ, при реализации которого вязкость буферной воды перед нагнетанием повышают добавлением одной или нескольких добавок.

Кроме того, объектом настоящего изобретения является способ, при реализации которого общий объем закачиваемой буферной воды меньше, чем совокупный объем закачанных композиций F1 и F2.

Также объектом настоящего изобретения является способ, при реализации которого для дополнительного заводнения применяют воду, вязкость которой была повышена добавлением одной или нескольких добавок.

Кроме того, объектом настоящего изобретения является способ, при реализации которого для уравнивания плотности водных композиций F1 и F2, при необходимости закачанной воды и воды для дополнительного заводнения применяют глицерин.

Соответственно, предметом настоящего изобретения является способ, при реализации которого VF1≤VF2.

Кроме того, предметом настоящего изобретения, таким образом, является способ, при реализации которого объемное соотношение VF2:VF1 находится в пределах от 10000:1 до 1:1, предпочтительно в области от 1000:1 до 1:1, особо предпочтительно в пределах от 100:1 до 1:1, а в особенности в области 10:1.

Общий нагнетаемый объем композиций F1 и F2 (VF1+VF2) зависит от геологических свойств нефтяного месторождения и может варьировать в широких пределах.

В общем случае совокупный объем (VF1+VF2) находится в пределах от 500 до 5 м3, предпочтительно в пределах от 200 до 10 м3, а в особенности в пределах от 100 до 20 м3.

При этом композиции должны смешиваться друг с другом только после протекания через ближнюю зону вокруг нагнетательной скважины, чтобы они в действительности достигли зон высокой проницаемости в нефтяной формации и не формировали гели слишком рано.

Желательное расстояние от нагнетателя до зоны смешивания определяют с применением известных специалисту аналитических и симуляционных моделей. В определенной мере это расстояние можно регулировать, варьируя объемы порций композиций и F2, а также при необходимости нагнетая различные объемы буферной воды.

При нагнетании порций композиций F1 и F2) при необходимости буферной воды и при дополнительном заводнении концентрация уротропина, мочевины и соединения(-ий) М в композициях постепенно снижается из-за подмешивания пластовой воды и заводняющей воды. Степень снижения концентрации можно спрогнозировать на основе лабораторных исследований и математических моделей. Соответственно, концентрацию химических компонентов перед нагнетанием композиций F1 и F2 задают такой, чтобы в той зоне месторождения, в которой композиции смешиваются, концентрация уротропина составляла по меньшей мере 1% масс., концентрация соединениями) М по меньшей мере 5% масс., а концентрация мочевины составляла по меньшей мере 5,75% масс., относительно общего количества имеющихся в зоне смешивания растворов и воды.

Согласно изобретению до нагнетания композиций F1 и F2 предпочтительно определить пространственное положение зоны смешивания порций композиции в месторождении и на этой основе определить объем для дополнительного заводнения. В большинстве случаев расчет оптимальных объемов F1 и F2 и определение пространственного положения зоны смешивания порций композиций возможны лишь приблизительно. Поэтому при последовательном закачивании порций дополнительное заводнение (вода, закачанная до паузы в заводнении) проводят с малой скоростью (объем среды вытеснения за единицу времени), а после появления первых признаков возрастания давления начинается пауза в заводнении. «Зоной смешивания порций композиций» называют зону месторождения, в которой композиции смешиваются. Под пространственным положением зоны смешивания подразумевают протяженность зоны месторождения, в которой смешиваются композиции, и расстояние от этой зоны до нагнетательной скважины, через которую проводят дополнительное заводнение. Смешивание композиций F1 и F2 друг с другом обычно происходит недалеко от нагнетателя (максимум 10-15 метров), поскольку зависимость разбавления F1 и F2 от расстояния до нагнетателя носит логарифмический характер. Важное преимущество способа состоит в том, что и при низкой скорости нагнетания практически исключается начало гелеобразования непосредственно в нагнетателе. Известные способы, в которых применяют растворы уротропина, очень быстро переходящие в состояние геля, этим преимуществом не обладают.

Композиции F1 и F2 можно нагнетать в различной последовательности. Сначала можно закачать композицию F1, а затем композицию F2. Можно закачать в месторождение попеременно также по меньшей мере две порции композиции F1, а также по меньшей мере две порции композиции F2. Можно также сначала нагнетать порцию композиции F1, затем порцию композиции F2, а после этого еще одну порцию композиции F1.

Для достижения по возможности полного смешивания композиций F1 и F2 свою эффективность продемонстрировали нижеследующие меры.

Обычно объем закачиваемого буферного раствора составляет по меньшей мере 1 м3, а максимум 50 м3, но он, однако, не должен превосходить объем VF, причем VF означает объем композиции F1 либо же F2, который закачали непосредственно перед этим.

Предпочтительно, чтобы совокупный объем закачанной буферной воды был меньше, чем совокупный объем закачанных композиций F1 и F2.

Согласно изобретению перед нагнетанием в месторождение предпочтительно повышать вязкость буферной воды, вводя добавки. В качестве добавок можно использовать органические и неорганические соединения, например, водорастворимый ПАМ (полиакриламид), биополимеры, например, ксантан и др.

Эти добавки можно также применять и для загущения композиций F1 и F2. Повышение вязкости позволяет предотвратить быстрое смешивание композиций и F2.

В предпочтительной форме исполнения сначала нагнетают порцию композиции F1, а затем порцию композиции F2. Между этими порциями в месторождение нагнетают буферную воду. Объем буферной воды может колебаться между 1 м3 и 50 м3, но он не должен превышать объем порции водного раствора уротропина (F1). Затем проводят дополнительное заводнение, причем объем использованной для дополнительного заводнения воды составляет Vn. После нагнетания Vn обе порции композиций F1 и F2 достигают зоны, в которой они максимально смешиваются друг с другом.

Чтобы не повредить гелеобразованию из-за напряжений бокового сдвига, дополнительное заводнение прекращают на 1-3 дня и возобновляют после этого. Согласно изобретению это мероприятие во всех формах исполнения пригодно для поддержки гелеобразования.

Еще в одной предпочтительной форме исполнения в месторождение нагнетают три порции композиций, выбранных из F1 и F2, причем первую и последнюю порцию выбирают из F1, а между ними нагнетают порцию композиции F2. Между отдельными порциями в месторождение можно нагнетать буферную воду.

Еще в одной предпочтительной форме исполнения в месторождение нагнетают попеременно более трех порций композиций, выбранных из F1 и F2, причем первую и последнюю порцию выбирают из F1. Между отдельными порциями в месторождение можно нагнетать буферную воду.

В общем случае целесообразно не закачивать по меньшей мере в одну нагнетательную скважину никакую среду вытеснения в течение одного-трех дней после закачивания композиций F1, F2 и воды дополнительного заводнения, чтобы не помешать гелеобразованию в месторождении. При этом особо предпочтительно в процессе дополнительного заводнения постоянно измерять давление при нагнетании воды, применяемой для дополнительного заводнения, а после повышения давления на 2-5% в течение одного - трех дней не закачивать по меньшей мере в одну нагнетательную скважину никакой среды вытеснения. Повышение давления означает начало гелеобразования, которое должно затем проходить без помех.

Еще в одной предпочтительной форме исполнения сначала нагнетают порцию композиции F1, а затем по меньшей мере одну F2. В этом варианте исполнения композиция включает в себя добавку, повышающую вязкость, например, водорастворимый полимер, обладающий загущающим действием, причем в таком количестве, чтобы вязкость композиции F1 в условиях месторождения была несколько выше, чем нагнетаемой затем композиции F2. Примеры таких полимеров включают в себя полиакриламид, микрогели на основе полиамида или биополимеры. Благодаря несколько более высокой вязкости скорость течения первой закачанной порции композиции F1 в формации несколько ниже, чем таковая закачанной следом композиции F2. Соответственно, композиция F2 может особо хорошо проникать в текущий фронт композиции F1 и смешиваться с нею. В норме вязкость закачанной композиции F1 должна быть не более чем на 30%, например, на 10-30% выше, чем вязкость закачанной позднее композиции F2.

Еще в одной предпочтительной форме исполнения порциям водных композиций F1 и F2, буферную воде и воде для дополнительного заводнения (водя для вытеснения F1 и F2) придают одинаковую плотность. Это предотвращает то явление, когда порции заводнения, имеющие различную плотность, при закачке в продуктивный геологический пласт текут по различным путям и не вступают в настоящий контакт друг с другом. Например, если раствор уротропина (10% масс.) готовят с применением пресной воды, то плотность раствора равна приблизительно 1,03 г/см3, причем плотность раствора мочевины с солью алюминия составляет 1,10 г/см3. Если буферная вода, например, обладает более высокой плотностью (плотность пластовой воды до 1,2-1,3 г/см3), чем композиции F1 и F2, то возможности временного разделения порций композиций F1 и F2 в продуктивном геологическом пласте хуже. Это также справедливо и для воды при дополнительном заводнении. Плотность порций заводнения уравнивают путем добавления солей, предпочтительно выбранных из NaCl и СаСl2, содержащей соли пластовой воды (попутной воды) или глицерина. При этом можно применять глицерин-сырец, который представляет собой побочный продукт при производстве биодизеля и легко растворяется в воде. Содержащую соль пластовую воду можно также применять для изготовления композиций F1 и F2.

При производстве биодизеля из рапсового масла в качестве побочного продукта получают глицерин (глицерин-сырец). Так, из 10 л масла и 1 л метанола при добавлении реагентов получают приблизительно 10 л биодизеля и 1 л глицерина. Глицерин (С3Н5(ОН)3) - это трехатомный спирт. Слегка вязкая, водорастворимая жидкость без запаха содержит приблизительно 85-90% сухой массы. В зависимости от содержания воды и температуры плотность глицерина-сырца составляет от 1,1 до 1,3 г/см3.

Данные и свойства глицерина-сырца:

- Содержание глицерина 80-82%

- Содержание воды 10-15%

- NaCl 5-7%

Метанол 0,01-0,5%

- Плотность 1,23-1,27 г/см3 при 20°С

- Экологическая информация - поддается биологической деградации.

Глицерин-сырец способен смешиваться с раствором уротропина и с раствором мочевины.

Как упомянуто выше, плотность композиций F1 и F2, буферной воды и воды для дополнительного заводнения можно модифицировать и добавлением соли. Например, плотность водного раствора, содержащего 24% масс. NaCl, равна 1,184 г/л, а у водного раствора, содержащего 20% масс. CaCl2, плотность составляет 1,179 г/л.

Обычно после закачивания последней порции композиции, которая может быть выбрана из F1 или F2, проводят дополнительное заводнение, прежде чем реализовать этап (3). При этом можно применять воду, вязкость которой была повышена введением одной или нескольких добавок. В качестве добавок можно применять соединения, которые уже были названы для этих целей выше применительно к композициям F1, F2 и к буферной воде.

Этап (3)

После осуществления этапа (2) способа на этапе (3) способа продолжают нефтедобычу через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. Это можно делать сразу либо же, в качестве опции, по прошествии краткой паузы, например, паузы длительностью в 1-3 дня.

Нефтедобычу можно предпочтительно осуществлять обычными методами путем нагнетания в нефтяное месторождение одного или нескольких средств вытеснения через по меньшей мере одну нагнетательную скважину и изъятия сырой нефти через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину. Среду вытеснения можно, в частности, выбирать из сред вытеснения, указанных как пригодные для этапа (1). Предпочтительно применять в качестве среды вытеснения воду или воду, содержащую добавки. По меньшей мере одной нагнетательной скважиной могут быть уже использованные для нагнетания композиций F1 и F2 нагнетательные скважины или же другие нагнетательные скважины, расположенные подходящим образом.

Само собой разумеется, что нефтедобычу можно продолжать и посредством других известных специалисту методов. Например, в качестве средств вытеснения можно применять и вязкие растворы содержащих силикат продуктов или сгущающих полимеров. При этом речь может идти о синтетических полимерах, например, о сополимерах, включающих в себя полиакриламид или акриламид. Кроме того, речь может идти и о биополимерах, как, например, об определенных полисахаридах.

Разумеется, после реализации этапа (3) способа можно также еще раз проводить этапы способа (2) и (3). Это можно осуществлять с регулярными промежутками, например, один раз в год или же как только будет зарегистрирован прорыв воды. В частности, этап (2) повторяют, если при нефтедобыче на этапе (3) достигают критического разводнения продукции.

Обычно оно оказывается достигнуто, когда разводнение продукции превышает 70-90%.

Согласно изобретению под «критическим разводнением продукции» подразумевают содержащие воды в нефти, отобранной из по меньшей мере одной эксплуатационной скважины, более чем 70% масс., предпочтительно более чем 90% масс., в каждом случае относительно общей массы нефти, изъятой по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины.

Как уже изложено выше, под термином «нефть» подразумевают не чистую фазу нефти, а обычно эмульсию из нефти и пластовой воды. Критическое разводнение продукции наступает тогда, когда добываемая нефть содержит более 70% масс., предпочтительно более 90% масс., пластовой воды, в каждом случае относительно общей массы эмульсии, изымаемой из эксплуатационной скважины.

Изобретение касается также произвольных сочетаний предпочтительных форм исполнения, постольку, поскольку они взаимно не исключают друг друга.

Преимущества:

Способ добычи нефти согласно изобретению обладает следующими преимуществами по сравнению с известными технологиями:

- Проницаемость зон высокой проницаемости можно снизить и в месторождении с температурой максимум 60°С.

- При прорыве воды можно оперативно блокировать каналы высокой проницаемости в месторождении, причем в том числе и на относительно большом расстоянии от нагнетательной скважины.

- Способ согласно изобретению препятствует гелеобразованию в нагнетательной скважине и таким образом повышает безопасность нефтедобычи.

- Способ согласно изобретению недорог, для его реализации не требуются новые химикаты, он основан на применении обычных технических средств и позволяет эффективно модифицировать профиль в том числе и в холодных или охлажденных носителях/месторождениях.

Более подробное пояснение изобретения дано ниже на основании следующих примеров исполнения.

Пример 1

Для примера определили реологические свойства композиций F1, F2 и смеси композиций F1 и F2. Образцы выдерживали в нагревательном шкафу при 20°С и при 50°С. Данные по концентрации в каждом случае относятся ко всей композиции/смеси в совокупности. AlCl3 применяли в форме раствора полихлорида алюминия в воде, который распространяется под наименованием Alustar® 1010 фирмой Applied Chemicals. Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2:
Компоненты % масс. Вязкость η до выдерживания [мПа·с] Температура
20°С 50°С
Время гелеобразования tGel [дней] η [мПа·с] tGel [дней] η [мПа·с]
F1 Уротропин
вода
16,0
84,0
1,3 100 Гелеобразование отсутствует 27 Гелеобразование отсутствует
F2 Мочевина
АlСl3
вода
32,0
8,0
60,0
2,5 100 Гелеобразование отсутствует 27 Гелеобразование отсутствует
Смесь F1+F2 в соотношении 1:1 Мочевина
АlСl3
Уротропин
вода
16,0
4,0
8,0
72,0
2,0 3 6960 1 4980

Пример 2: Применение способа в нефтяной области

Речь идет об обычном месторождении с нефтью, имеющей вязкость в 150-180 сП. На одном из участков месторождения пробурены одна нагнетательная скважина и несколько эксплуатационных скважин, и уже несколько лет его заводняют. В некоторых эксплуатационных скважинах, сообщающихся с нагнетательной скважиной, зарегистрировано разводнение продукции. Месторождение рассечено геологическими аномалиями и характеризуется неоднородной проницаемостью.

Схема закачки

Чтобы осуществить модификацию профиля и заблокировать зоны высокой проницаемости в нефтеносном пласте, на протяжении ряда дней в емкости создают первую порцию композиции F1 (30% масс., уротропина в воде). Можно применять пресную, соленую или пластовую воду. С применением обычного оборудования в месторождение через нагнетательную скважину вводят и закачивают 20 м3 композиции F1. Первая порция композиции F1 обладает низкой вязкостью и преимущественно течет через области месторождения с высокой проницаемостью.

Затем в месторождение закачивают 10 м3 воды. Закачка 10 м3 воды мобилизует первую порцию композиции F1 и оттесняет ее от нагнетательной скважины в нефтяную месторождение.

После воды через нагнетательную скважину закачивают 260 м3 композиции F2 (20% масс., хлорида алюминия (III)(ALUSTAR®) и 23% масс., мочевины в воде). Потом закачивают приблизительно 10 м3 воды, а непосредственно после этого - снова 20 м3 вышеупомянутой композиции F1. Таким образом закачивают в общей сложности 260 м3 F2 и 40 м3 F1.

Последовательность отдельных нагнетаний схематически представлена на фигуре 1.

Благодаря этим мероприятиям при смешивании композиций F1 и F2 в нефтеносном пласте образуется по меньшей мере одна так называемая «оторочка» из композиций F1 и F2 и вытесняющей воды. В смешанных композициях F1 и F2 проходят представленные выше химические реакции, которые приводят к гелеобразованию. При вытеснении оторочек композиций происходит, с одной стороны, ретенция (адсорбция) уротропина, мочевины и соли алюминия на горной породе, а с другой стороны - разбавление, что приводит к снижению концентрации гелеобразующих веществ в оторочках композиций.

Расчет/симуляция гелеобразования

Симуляцию провели на основании представленной выше схемы закачки Формулы и вводимые данные

Динамическую концентрацию водного раствора в порции F1 либо же F2 можно описать следующей формулой:

K ( L ) A 1 × L x e ( A 2 × L )                                              (1)

L: Расстояние между фронтом раствора (одна порция) и инжектором;

A1 и А2: Переменные, определяющие вид функции.

При аналитическом расчете использовали следующие вводимые параметры:

Скорость заводнения: 1000 м3/сут;

Пористость пласта месторождения: 30%;

Допустимое максимальное разбавление композиции F2 в продуктивном пласте: 25% (разбавлено в четыре раза по сравнению с исходной концентрацией);

Минимальная концентрация после допустимого максимального разбавления раствора уротропина F1=3,3% (исходная концентрация 30%);

Эффективная мощность продуктивного пласта: 15 м;

Объем первой порции (F1, уротропин): 20 м3;

Объем второй порции (F2, мочевина и AlCl3): 260 м3;

Объем третьей порции (F1, уротропин): 20 м3;

Объем порций буферной воды (в каждом случае нагнетают между порциями F1, F2 и снова F1): 10 м3;

Линейный коэффициент, который определяет расширение зоны, заполненной водным раствором (порция X из F1, F2):kdiff=0,1

В простейшем случае расширение зоны, заполненной водным раствором (порция X), можно задать по следующей формуле:

W=kdiff×L=0,1×L

Расчеты и графики

Согласно расчетам оптимальная длительность дополнительного вытеснения водой составляет в данном случае 2 дня, что соответствует объему воды в 2000 м3 при скорости нагнетания в 1000 м3/сут. При однородной проницаемости заводненного пласта месторождения (идеальный случай) образуется кольцевидная гелевая оторочка шириной 1 м на расстоянии 11-12 м от нагнетательной скважины. Доля смешанного с уротропином (F1) раствора мочевины и AICI3 составляет 89% от всего закачанного объема F2.

Зависимость степени смешивания порций F1 и F2 от времени дополнительного заводнения определяется долей смешанной с F1 (раствором уротропина) композиции F2 во всем закачанном объеме F2. Граничный параметр - это степень разбавления раствора мочевины и AlCl3 в зоне смешивания. Верхняя граница - это четырехкратное разбавление раствора мочевины и AlCl3. Согласно расчетам, максимальной степени смешивания трех порций водных композиций достигают через 2 дня после начала дополнительного заводнения (вытеснения водой). Во время дополнительного заводнения концентрация мочевины и AlCl3 в зоне оптимального смешивания также все еще превышает минимальную концентрацию для геле образования, поэтому гелеобразование в нефтеносном пласте гарантировано.

Уменьшение ширины кольца, вызванное распространением водных композиций в радиальных направлениях, частично компенсируется увеличением объема композиции из-за разбавления.

Посредством объемов закачиваемых порций композиций F1 и F2, а также количества воды при дополнительном заводнении можно регулировать расстояние между нагнетательной скважиной и гелевой оторочкой.

С началом гелеобразования давление нагнетания также возрастает. После того как давление нагнетания начинает возрастать, заводнение на один-три дня приостанавливают. Затем заводнение возобновляют. После блокировки участков высокой проницаемости под влиянием среды вытеснения формируются новые пути течения в отдаленных областях нефтеносного пласта, и таким образом из формации добывают дополнительную нефть.

Пример 3:

Лабораторные исследования - испытания керна на заводнение

Способ согласно изобретению тестировали с помощью модельного опыта. Для этого в трубе спрессовали рыхлый материал залежи из нефтеносного слоя нефтяного месторождения в северо-западной части Германии.

В первом модельном опыте проницаемость материала составляла 0,443 дарси (0,443·10-12 м2). Заполненную трубу оснастили по концам устройствами для нагнетания и отбора жидкостей и разогрели с помощью нагревательного устройства до 40°С. В качестве первого шага в трубу закачали пресную воду, а на другом конце провели ее отбор, причем в количестве, в 4 раза превышающем объем пор. Затем закачали композицию F1 (раствор 30% масс., уротропина в воде, закачанное количество соответствует 0,017 от объема пор), затем порцию воды (0,017 от объема пор), потом композицию F2 (смесь 20% масс., водного раствора полихлорида алюминия (Aln(OH)mCl3n-m, содержание алюминия 9,15% масс., рН<1, ALUSTAR® 1010 L (фирма Applied Chemicals)) и 23% масс., водного раствора мочевины, остальное - вода; закачанное количество соответствует 0,243 от объема пор), после этого снова порцию воды (0,017 от объема пор) и еще раз порцию композиции F1 (0,017 от объема пор). После паузы длительностью 18 часов при постоянной температуре 40°С продолжили заводнение.

Результаты опыта представлены на фигуре 2. На фигуре 2 показан закачанный объем, нормированный на объем пор пробы (материала месторождения), а в зависимости от него - подвижность и градиент давления. Во время заводнения градиент давления сначала мал. Он, однако, резко возрастает с 0,07 бар/м (0,07·105 Па/м) до 20-43 бар/м (20-43·105 Па/м), после того как композиции F1 и F2 в каждом случае закачаны полностью. Таким образом, цели "Conformance Control" (выравнивания профиля приемистости) достигнуты.

Пример 4:

Во втором модельном опыте проницаемость материала составляла 1,415 дарси (1,415·10-12 м2). Нагнетали те же количества F1, F2 и порции воды с той же концентрацией, как и изложено выше. Результаты эксперимента представлены на фигуре 3 аналогично фигуре 2. Из-за последовательной закачки композиций F1 и F2 градиент давления возрастает с 0,05 до 10-27 бар/м (10-27·105 Па/м), после того как композиции F1 и F2 в каждом случае закачаны полностью и перемешались в керне. Таким образом, цели "Conformance Control" (выравнивания профиля приемистости) достигнуты.

1. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, в которые пройдены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплуатационная скважина, включающий в себя по меньшей мере следующие этапы:
(1) нагнетание одной или нескольких вытесняющих сред по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну эксплуатационную скважину,
(2) блокировка зон нефтяного месторождения с высокой проницаемостью в области между по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной, для чего через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в месторождение в каждом случае по отдельности и последовательно нагнетают по меньшей мере одну водную композицию F1 и по меньшей мере одну водную композицию F2, причем композиции после закачки смешиваются друг с другом в формации в зоне смешивания и образуют вязкие гели,
(3) продолжение нагнетания одной или нескольких вытесняющих сред в нагнетательную скважину,
отличающийся тем, что композиция F1 включает в себя воду и уротропин, композиция F2 включает в себя воду и мочевину, a F1 и/или F2 содержат по меньшей мере еще одно соединение М, выбранное из соединений металлов и соединений полуметаллов, которое способно формировать гели при добавлении основания, причем соединения металлов и соединения полуметаллов выбирают из группы, которую образуют соли Fe(II) и Fe(III), соли ванадия, соли циркония, соли алюминия (III) и коллоидные соединения кремния,
и что после этапа (2) в зоне смешивания композиций концентрация уротропина составляет по меньшей мере 1% масс., концентрация мочевины по меньшей мере 5,75% масс., а концентрация по меньшей мере одного соединения М по меньшей мере 5% масс. относительно суммы воды, уротропина, мочевины и по меньшей мере одного соединения М, которые находятся в зоне смешивания,
причем температура у нагнетательной скважины до этапа способа (2) составляет самое большее 60°С.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация уротропина в композиции F1 составляет от 6 до 32% масс. относительно общей массы композиции F1.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация мочевины в композиции F2 составляет от 16 до 36% масс. относительно общей массы композиции F2.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация по меньшей мере одного дальнейшего соединения М в композиции F1 либо же F2 составляет от 4 до 8% масс., в каждом случае относительно совокупной массы композиции F1 либо же F2 и применительно к безводному соединению.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере одно дальнейшее соединение М выбрано из группы, состоящей из водорастворимых солей алюминия (III) и коллоидных соединений кремния.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что водорастворимые соли алюминия (III) выбраны из группы, которую образуют нитрат алюминия, хлорид алюминия, сульфат алюминия, ацетат алюминия, ацетилацетонат алюминия, их частично гидролизованные производные и их смеси.

7. Способ по п.5, отличающийся тем, что коллоидное соединение кремния представляет собой коллоидный SiO2.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе (2) в общей сложности нагнетают по меньшей мере три порции композиций, выбранных из F1 и F2 попеременно, причем первую и последнюю закачанную порцию выбирают из F1.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что на этапе (2) между нагнетанием композиций F1 и F2 и/или нагнетанием композиций F2 и F1 закачивают буферную порцию воды.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что водные композиции F1 и F2, при необходимости закачанная буферная вода и вода для последующего заводнения обладают одинаковой плотностью.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что для уравнивания плотностей водных композиций F1 и F2, при необходимости закачанной буферной воды и воды для последующего заводнения применяют соли, выбранные из NaCl или СаСl2 или содержащую соль пластовую воду.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что если при нефтедобыче на этапе (3) достигают критического разводнения продукции, то повторяют этап (2).

13. Способ по одному из пп.1-12, отличающийся тем, что в течение 1-3 дней после дополнительного заводнения по меньшей мере в одну нагнетательную скважину не нагнетают среду вытеснения.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к элементу, образующему инструмент как таковой или его компонент для скважин, предназначенный для извлечения углеводородных ресурсов, включая нефть и газ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины.

Изобретение относится к области разработки залежей жидких углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения продуктивности участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами жидких углеводородов.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.
Наверх