СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СШИТЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СИСТЕМ С НАПОЛНИТЕЛЕМ
CONTROL METHOD OF WATER FLOODING OF NON-HOMOGENEOUS RESERVOIR BEDS OF DEPOSITS OF MINEFIELDS BY MEANS OF CROSS-LINKED POLYMER SYSTEMS WITH FILLER

Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи залежей, разрабатываемых с использованием заводнения.
Многочисленные геофизические, гидродинамические, индикаторные и другие промысловые исследования указывают на то, что одним из важных факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза. Даже при незначительной неоднородности пласта по мощности или площади (вертикальная и зональная неоднородность), наличии относительно маловязкой нефти, ускоренными темпами вырабатываются пропластки с повышенной проницаемостью в разрезе. При этом, как правило, менее проницаемые пропластки разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку.
Методы математического и физического моделирования, а также широкие промысловые исследования позволили установить возможность повышения эффективности разработки залежей при заводнении с помощью оторочек водоизолирующих реагентов, закачиваемых в нагнетательные скважины.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2205946), 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.
Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов (патент RU №2313665), 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.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений (патент RU №2346151), включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве указанного соединения - оксид цинка в присутствии ацетата хрома в минерализованной воде по одному варианту и в качестве указанного соединения - оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде по другому варианту, а выдержку осуществляют от 3 до 5 суток, при соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь 0,2-0,5, оксид цинка 0,03-0,05 и ацетат хрома 0,02-0,1 или оксид магния 0,02-0,04 и ацетат хрома 0,01-0,12, вода - остальное в вариантах соответственно.
Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент RU №2169258), включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1-3,0, полиакриламид 0,005-0,5, сшиватель 0,01-0,2, вода - остальное, при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Причем при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.
Наиболее близким аналогом является способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2279540), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, а затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды. В качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, используют водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода - остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0 - 5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода - остальное.
Недостатком является то, глина, имеющаяся в пласте под воздействием хлористого кальция, набухает, что приводит к закупорке каналов и трещин в скважине.
Целью изобретения является уменьшение количества побочных эффектов использования сшитых полимерных систем.
Цель достигается за счет того, что в качестве наполнителя используют 0,7% раствор углекислого кальция. При этом закачку системы в скважину осуществляют порциями. В первой порции закачивают полиакриламид со сшивателем, в качестве которого используют ацетат хрома, во второй - 0,7% раствор углекислого кальция. Далее с промежутком на выдержку осуществляют до 12 циклов закачки смеси в том же порядке, но с увеличением количества углекислого кальция на 0,01% в каждом цикле.
В результате достигается однородное распределение смеси, благодаря чему обводнение скважины остается регулируемым и обратимым. Исключается закупорка каналов скважины, упрощается очистка скважины от шламов.
Осуществление изобретения
Перед закачкой смеси определяют приемистость скважины. Далее полиакриламид смешивают с ацетатом хрома в устройстве закачки, после чего смесь подают в скважину. Далее в скважину закачивают 0,7% раствор углекислого кальция. После выдержки снова осуществляют циклы закачки в том же порядке, но с увеличением количества углекислого кальция на 0,01% в каждом цикле.
Пример
3
Объемы закачки и состав смеси для приемистости скважины 200 м/сут.
№ п/п
Параметр
Величина
1
Объем закачки, м<sup>3</sup>:
- 1-6 циклы
638,7
- 7-9 циклы
299,1
- 10 цикл
25,0
2
Концентрация полимера в композиции, мас.%:
- 1-6 циклы
0,250
- 7-9 циклы
0,364
- 10 цикл
0,700
3
Концентрация сшивателя, мас.%:
- 1-6 циклы
0,025
- 7-9 циклы
0,036
- 10 цикл
0,050
4
Концентрация углекислого кальция, мас.%:
- 1 цикл
0,7
- 7 цикл
0,76
- 10 цикл
0,79
5
Общий объем закачки, м<sup>3</sup>
962,8
6
Время закачки композиции, сут
от 10