СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL FORMATIONS THAT ARE NON-HOMOGENEOUS AS TO PERMEABILITY

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1 мас.% концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. С.165-175).
Известный способ малоэффективен на поздних стадиях разработки на месторождениях с высокопроницаемой породой в связи с тем, что молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды, и для пластов с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт полимера в жидкости, не вызывающей быстрого набухания полимера (а.с. SU №1501597, МПК Е21В 43/22, опубл. 23.10.1991 г., бюл. №39). Закачку полимера производят в виде однородной суспензии. Твердые частицы полимера поглощают воду из суспензии и пласта, набухают, увеличиваются в объеме и закупоривают промытые обводненные высокопроницаемые зоны.
Известный способ имеет существенный недостаток: при фильтрации жидкости с полимером в нефтенасыщенпый пропласток, содержащий даже небольшое количество воды, будет происходить набухание полимера и отключение данного пропластка из разработки, что приведет к снижению дебита по нефти. Также данный способ может потребовать больших объемов закачки жидкости, препятствующей набуханию полимера, что приводит к удорожанию способа.
Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/138, опубл. 10.09.1995 г.). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку. Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого его размыва нагнетаемой водой.
Известен способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водных суспензий древесной муки и глины (пат. RU №2116439, МПК Е21В 43/32, опубл. 27.07.1998 г.).
Однако известный способ имеет низкую эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой высокопроницаемых зон пласта.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1997 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок. Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления. Также водорастворимые полимеры снижают реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочи (пат. RU №2057914, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.1996 г.). В качестве полимера используют полиакриламид или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу при концентрации 0,005-1,0 мас.%. В качестве твердых частиц используют древесную муку.
Недостатком известного способа является снижение эффективности вследствие солевой деструкции полимерного раствора, проявляющейся в ухудшении реологических свойств закачиваемого состава, что ограничивает область ее применения. Также недостатком способа является то, что при закачке дисперсных частиц в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство. Это приводит к невозможности глубокой обработки пласта. Также недостатком является низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. Кроме того, водорастворимые полимеры (полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлоза) подвержены солевой деструкции. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, увеличения охвата пласта вытеснением, применение состава с высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации, обеспечение проникающей способности состава в поры, высокой стойкости к солевой деструкции, а также расширение технологических возможностей способа.
Поставленная техническая задача решается способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим закачку в скважину полимера и суспензии наполнителя.
Новым является то, что в качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК, в качестве наполнителя - древесную или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок, осуществляют закачку указанных полимера и наполнителя в виде водной суспензии или последовательно в виде водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя при их объемном соотношении 1-5:1 до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
полисахаридный реагент ЦПК
0,05-3,0
указанный наполнитель
0,01-10,0
вода пресная или минерализованная
остальное.
В качестве полимера используют полисахаридный реагент ЦПК (целлюлозно-полимерный комплекс), выпускаемый по ТУ 2231-043-32957739-2011 и представляющий собой полисахаридный полимер, содержащий в составе микродисперсную фракцию, а также дисперсный наполнитель органического и неорганического происхождения. Внешний вид - волокнистая или порошкообразная масса серо-бежевого или темно-коричневого цвета.
В качестве наполнителя используют древесную муку марки 120 или 140 по ГОСТ 16361-87 или доломитовую муку или бентонитовый глинопорошок и др.
3
Для приготовления водной суспензии используют воду пресную или минерализованную плотностью от 1,00 до 1,20 г/см и минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважин, степень выработанности пластов, объем закачки водной суспензии. Закачку водной суспензии производят с помощью установки типа КУДР.
3
При одновременной закачке полисахаридный реагент ЦПК и указанный наполнитель в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя, например, древесной муки шнековым дозатором. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Закачку водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки ведут до снижения удельной приемистости скважины на 10-60%. Затем закачанную водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3,0 м.
При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Объемное соотношение закачиваемых водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя составляет 1-5:1. Полисахаридный реагент ЦПК в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают в нагнетательную скважину до снижения удельной приемистости на 10-60%.
3
Затем закачивают и продавливают в пласт водную суспензию указанного наполнителя, например, древесной муки. Дозировочным насосом подают древесную муку с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию древесной муки. Водную суспензию древесной муки закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 10-60% и продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 0,5-3 м.
Выбор одновременной закачки полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в виде водной суспензии или последовательной закачки водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя зависит от геолого - технологических показателей скважины. Объем закачиваемых водных суспензий для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.
Результаты лабораторных исследований по определению реологических свойств (напряжение сдвига) водных суспензий приведены в таблицах 1, 2.
Из таблиц 1, 2 видно, что реологические свойства водных суспензий зависят от количественного содержания компонентов и плотности воды. Оптимальными концентрациями компонентов являются водные суспензии (опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), при содержании полисахаридного реагента ЦПК 0,05-3,0 мас.%, указанного наполнителя 0,01-10,0 мас.%, воды пресной или минерализованной - остальное.
Водные суспензии на основе полисахаридного реагента ЦПК и наполнителя обладают высокими реологическими свойствами в широком диапазоне минерализации (табл.1 опыты 10-12, 14-18, 20, 21, 27-62 табл.1, опыты 10-45, 47-62 табл.2), высокой стойкостью к солевой деструкции (опыты 33, 47 табл.1, опыты 31, 42 табл.2) по сравнению с прототипом (опыты 72, 74 табл.1, опыты 73, 74 табл.2).
При содержании полисахаридного реагента ЦПК менее 0,05 мас.% и наполнителя менее 0,01 мас.% (опыты 1-9 табл.1, опыты 1-9 табл.2) водные суспензии обладают низкими реологическими свойствами и несущественно отличаются от прототипа (опыты 71-74 табл.1, опыты 72-74 табл.2) и не обеспечивают повышение эффективности способа.
2
Повышение концентрации полисахаридного реагента ЦПК более 3,0 мас.% и указанного наполнителя более 10 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения, а также с технологической из-за высокой стоимости реагентов и высоких реологических свойств водных суспензий (напряжение сдвига составляет более 130 Н/м). При закачке в пласт водных суспензий с высокими концентрациями компонентов и реологическими свойствами не обеспечивает проникновения в пористую среду.
Предлагаемый способ обеспечивает проникающую способность водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в пласт, повышает реологические свойства водных суспензий в широком диапазоне минерализации, что приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых зон пласта и к повышению эффективности охвата пласта вытеснением.
2
3
3
Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см. Далее проводят вытеснение нефти пресной или минерализованной водой плотностью 1,0-1,2 г/см с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл.3, 4 приведены результаты по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при одновременной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя и последовательной закачке водных суспензий полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя.
3
Пример 1. В модель пласта одновременно закачивают полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.%, указанный наполнитель, например, древесную муку с концентрацией 1,0 мас.% в виде водной суспензии. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,07 г/см путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 78,3, а остаточный фактор сопротивления - 24,3 (см. табл.3, опыт 5).
3
Пример 2. В модель пласта последовательно закачивают водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и водную суспензию наполнителя, например, бентонитового глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Соотношение поровых объемов водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 2:1. Проводят довытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,12 г/см путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 76,8, а остаточный фактор сопротивления - 21,4 (см. табл.4, опыт 3).
Как видно из табл.3, ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,5 раза (опыт 5) по сравнению с прототипом (опыт 23). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,6 раза.
ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов возрастает в 3,7 раза (опыт 3 табл.4) по сравнению с прототипом (опыт 13 табл.4). Коэффициент нефтеизвлечения увеличивается в 1,7 раза.
Примеры конкретного выполнения.
3
3
3
3
3
Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и указанного наполнителя в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 240 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например древесной муки, составляет 250 м. Закачку водных суспензий полисахаридного реагента и древесной муки проводят одновременно с помощью установки КУДР-1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 0,5 мас.% и древесную муку с концентрацией 0,1 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки готовят непрерывно в смесительной емкости установки путем подачи воды плотностью 1,07 г/см с водовода на вход струйного насоса. Из смесительной емкости приготовленную водную суспензию насосом высокого давления (насосным агрегатом) закачивают в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 55%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и древесной муки в объеме 250 м ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 15 м.
3
3
3
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например бентопитового глинопорошка, составляет 400 м, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см - 99,94 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.
3
3
3
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, и наполнителя, например доломитовой муки, составляет 600 м, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация доломитовой муки - 10 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,2 г/см - 87,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.
3
3
Пример 4. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении па водоводе 7,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, и наполнителя, например древесной муки, составляет 300 м, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 1,0 мас.%, концентрация древесной муки - 0,5 мас.%, вода пресная - 98,5 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 20%.
3
3
Пример 5. Выполняю, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины составляет 450 м/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, и наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 500 м, концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, концентрация бентонитового глинопорошка - 0,01 мас.%, вода пресная - 96,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.
3
3
3
3
Пример 6. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки водных суспензий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. При последовательной закачке водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии указанного наполнителя используют аналогичные установки. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 300 м и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка составляет 100 м, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии бентонитового глинопорошка составляет 3:1. Полисахаридный реагент ЦПК с концентрацией 1,0 мас.% в сухом виде засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором полисахаридный реагент ЦПК подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию полисахаридного реагента ЦПК - 1,0 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию полисахаридного реагента ЦПК закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину.
3
3
3
3
Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 0,5 мас.%. Бентонитовый глинопорошок засыпают в бункер с мешалкой (узел загрузки), снабженный шнековым дозатором. Из бункера шнековым дозатором бентони-товый глинопорошок подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим концентрацию бентонитового глинопорошка - 0,5 мас.%, где смешивают с минерализованной водой плотностью 1,12 г/см и в виде водной суспензии подают в смесительную емкость. После чего водную суспензию глинопорошка закачивают насосным агрегатом в нагнетательную скважину. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%. После окончания закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК в объеме 300 м и 100 м водной суспензии бентонитового глинопорошка ее продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10 м.
3
3
3
Пример 7. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-2, составляет 150 м и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 150 м, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 1:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода пресная - 97,0 мас.%.
Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.
3
3
3
3
Пример 8. Выполняю, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 100 м и объем закачки водной суспензии наполнителя, например доломитовой муки, составляет 20 м, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии доломитовой муки составляет 5:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 0,05 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см - 99,95 мас.%.
Затем закачивают в пласт водную суспензию доломитовой муки с концентрацией 0,01 мас.% и воды пресной - 99,99 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 10%.
3
3
3
3
Пример 9. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 300 м/сут при давлении на водоводе 7,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-1, составляет 200 м и объем закачки водной суспензии наполнителя, например древесной муки, составляет 100 м, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии древесной муки составляет 2:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 2,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,20 г/см - 98,0 мас.%.
3
Затем закачивают в пласт водную суспензию древесной муки с концентрацией 5,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,20 г/см - 95,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 30%.
3
3
3
3
Пример 10. Выполняют, как пример 6. Приемистость нагнетательной скважины составляет 500 м/сут при давлении на водоводе 9,0 МПа. Объем закачки водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК, например марки ЦПК-3, составляет 600 м и объем закачки водной суспензии наполнителя, например бентонитового глинопорошка, составляет 200 м, т.е. объемное соотношение водной суспензии полисахаридного реагента ЦПК и водной суспензии глинопорошка составляет 3:1. Концентрация полисахаридного реагента ЦПК составляет 3,0 мас.%, вода минерализованная плотностью 1,12 г/см - 97,0 мас.%.
3
Затем закачивают в пласт водную суспензию бентонитового глинопорошка с концентрацией 10,0 мас.% и воды минерализованной плотностью 1,12 г/см - 90,0 мас.%. Удельная приемистость скважины снизилась на 60%.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу перераспределением фильтрационных потоков в пластах за счет увеличения остаточного фактора сопротивления, повышения реологических свойств закачиваемой водной суспензии, обеспечения проникновения водной суспензии в пласт, а также расширить технологические возможности способа.