СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD OF NON-HOMOGENEOUS OIL RESERVOIRS PRODUCTION

Способ разработки неоднородных нефтяных пластов относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов заводнением, и может быть применим для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем. (Патент РФ №1731942, кл. Е21В 43/22, опубл. в 1992 г.).
Известный способ имеет недостаточную эффективность вследствие низкой устойчивости сшитой полимерной системы в результате деструктивных процессов при закачивании растворов полимеров в пласт.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности (прототипом) является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачивание в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя с образованием геля в пласте. (Патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. в 2001 г.).
Известный способ малоэффективен вследствие кратковременного эффекта за счет малой полноты гелеобразования в пласте. В результате нефтеотдача остается на низком уровне.
Задача данного изобретения - повысить нефтеотдачу залежей.
Задача решается тем, что в способе разработки неоднородных нефтяных пластов, включающем последовательное закачивание водных оторочек сшивателя - хлористого кальция или хлористого магния, изолирующего состава - полимера водного всесезонного, насыщенного древесной мукой, сшивателя хлористого кальция или магния, закачку вытесняющего агента - минерализованной воды при соотношении компонентов, мас.%:
Полимер водный всесезонный (ПВВ)
5,0-10,0
Древесная мука
0,5-5,0
Кальций хлористый или магний хлористый
5,0-15,0
Вода
Остальное
Признаками изобретения являются следующие.
1. Закачивание оторочек изолирующего состава на основе полимера, сшивателя и воды.
2. Использование изолирующего состава - полимера водного всесезонного (ПВВ), насыщенного древесной мукой, и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: полимер водный всесезонный 5,0-10,0; древесная мука 0,5-5,0; хлористый кальций или хлористый магний 5,0-15,0 и вытесняющий агент - минерализованная вода - остальное.
3. Оторочки сшивателя подаются в пласт перед и после изолирующего состава в равных объемах.
4. Оторочка изолирующего состава представляет собой насыщенный раствор полимера водного всесезонного (ПВВ) древесной мукой.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2,3,4 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
Предлагаемый способ предусматривает вовлечение в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти низкопроницаемых нефтяных пластов, а также повышает степень охвата пласта системой заводнения.
Основным фактором неполного охвата коллектора заводнением является проницаемостная неоднородность, которая усугубляется на поздней стадии разработки месторождений с образованием обширных промытых зон.
Предлагаемый способ получения водоизолирующей массы в пластовых условиях связан с образованием полимердисперсной системы на путях фильтрации закачиваемой воды в промытых зонах.
Основным компонентом этой системы является полимер ПВВ с флоккулирующими свойствами и дисперсные частицы - древесная мука (Д.м.).
Наличие ионогенных групп в полимерной цепи молекулы ПВВ обеспечивает достаточно высокую адсорбционную связь системы не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми дисперсными частицами древесной муки, насыщающие полимерный раствор.
При применении изолирующего состава на поздней стадии разработки при высокой степени обводненности под действием ионов металла, содержащихся в пластовой воде и сшивающем агенте, происходит образование гидрогеля. Подвижность геля снижается особенно на участках, где закачивается минерализованная вода.
В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей происходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и направление рабочего агента (закачиваемой воды) в зоны, практически не охваченные воздействием. При закачивании растворов изолирующей системы в пласте в промытых зонах увеличивается фильтрационное сопротивление за счет создания остаточного фактора сопротивления. Снижение подвижности закачиваемой воды в обводненных пропластках позволяет уменьшить неоднородность нефтеводонасыщенного коллектора по характеру и степени вытеснения нефти и тем самым увеличить охват пластов воздействием.
Флокуляция частиц древесной муки полимером ПВВ идет, в основном, в крупных порах, что приводит к снижению в динамической части коллектора доли крупных пор и увеличению доли мелких пор за счет подключения ранее не вовлеченных в процесс заводнения.
Результаты проведенных лабораторных экспериментов показали, что обработка пористой среды путем последовательного закачивания изолирующего состава приводит к изменению характера взаимодействия их с пористой средой, снижению степени неоднородности пористой среды и увеличению охвата пластов воздействием и, как следствие, увеличению нефтеотдачи.
В способе используют полимер водный всесезонный (ПВВ) по ТУ 2216-002-75821482-2006, представляющий собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда. Реагент ПВВ в соответствии с ГОСТ 12.1.007 относится к IV классу опасности.
Древесная мука используется по ГОСТ 16361-87. Это мелкий, сыпучий продукт, получаемый из отходов древесины хвойных, лиственных пород и их смеси.
В качестве сшивателя берут хлористый кальций технический по ГОСТ 450-77 или хлористый магний технический по ГОСТ 4209-77.
Для приготовления изолирующего состава реагент ПВВ смешивают с древесной мукой в соотношениях, мас.%:
Полимер водный всесезонный (ПВВ)
5,0-10,0
Древесная мука
0,5-10,0
В лабораторных опытах по фильтрации использовались насыпные модели пласта. В качестве пористой среды использовался молотый песчаник Белебеевского месторождения. В таблице 1 представлена характеристика пластовых моделей.
3
Пример 1. Модель пласта насыщалась изовискозной моделью нефти Белебеевского месторождения, вязкость нефти 5,8 мПа·с. После фильтрации закачиваемой нефтевытесняемой воды (содержание солей 150 г/дм) через пористою среду до полного прекращения вытеснения нефти и стабилизации перепада давления последовательно подавалась в пористую среду оторочка хлористого кальция или магния 0,15 п.о., оторочка изолирующего состава - полимера водного всесезонного (ПВВ) совместно с древесной мукой в объеме 0,30 п.о., оторочка сшивателя хлористого кальция или магния 0,15 п.о., затем закачиваемая минерализованная вода 5 п.о. Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 2.
Результаты опытов (таблица 2) показывают, что остаточный фактор сопротивления в опытах 1-4 составил 8,7-28,0, коэффициент нефтевытеснения (прирост нефти за счет предлагаемого способа) возрос на 0,24-0,32 д.е.; по известному способу воздействия остаточный фактор сопротивления имеет значение 5,3, а прирост коэффициента нефтевытеснения - 0,13 д.е.
Как видно из представленных данных, заявляемый способ обладает преимуществом перед известным способом, что может характеризовать его эффективность при применении в целях повышения нефтеотдачи пластов.
Результаты проведенных лабораторных экспериментов показали, что обработка пористой среды путем последовательного закачивания изолирующего состава и сшивателя приводит к изменению характера взаимодействия их с пористой средой, снижению степени неоднородности пористой средой, снижению степени неоднородности пористой среды и увеличению охвата пластов воздействием и, как следствие, увеличению нефтеотдачи.
Пример 2 конкретного осуществления способа.
2
3
3
3
3
3
3
Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных девонских пластов со средней проницаемостью 0,2-1,0 мкм, пористостью 0,14-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,13 г/см. Глубина залегания нефтеносного пласта 2300 м, толщина 3-8 м. Обводненность продукции добывающих скважин 87-98%, дебит по нефти 0,3-1,58 м/сут, вязкость нефти 6,5 мПа·с, плотность нефти 0,882 г/см, температура пласта 40°С. Воздействие предложенным способом осуществляют путем последовательного закачивания в нагнетательную скважину оторочки 5% хлористого кальция в объеме 25 м (1,25 т), оторочкой изолирующего состава 50 м (5% ПВВ+5% древесной муки или 2,5 т ПВВ+0,25 т древесной муки), оторочки 5% хлористого кальция 25 м (1,25 т) и вытесняющего агента - минерализованной воды.
Образовавшийся в пласте гель отключил из разработки высокопроницаемый пропласток, в результате обводненность продукции снизилась до 73% и дополнительно добыто 350 т нефти в течение 10 месяцев после закачивания изолирующего состава. Эффект продолжается.
Изолирующий состав в предложенном способе не подвержен деструкции, вследствие этого он обладает повышенной продолжительностью действия.
Кроме того, закачивание изолирующего состава можно проводить круглогодично, т.к. реагенты, входящие в него, имеют температуру замерзания -15°С ТУ 2216-002-75821482-2006.
Таким образом, применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу неоднородных пластов, разрабатываемых в поздней стадии разработки.
Таблица 1
Характеристика пластовых моделей
№ опыта
Длина модели, см
Диаметр трубки, см
Поровый объем, п.о.
Проницаемость по воздуху, мкм<sup>2</sup>
Пористость, %
1
30,2
2,9
57,2
1,2
28,7
2
30,0
2,9
54,0
1,05
27,3
3
30,0
2,9
55,6
1,10
28,1
4
30,1
2,9
56,6
1,15
28,5
5
30,0
2,9
55,6
1,10
28,0
Таблица 2
Результаты фильтрационных исследований изолирующего состава на пластовых моделях
№ опыта
Закачиваемый агент
Закачано жидкости в объемах пор, п.о.
Коэффициент вытеснения нефти водой, д.е.
Фактор сопротивления
Прирост коэффициента нефтевытеснения, д.е.
1
Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см<sup>3</sup>)
5,0
0,48
1,0
Хлористый кальций (5%)
0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (5%)+Д.м. (0,5%)
0,30
Хлористый кальций (5%)
0,15
8,7
0,27
Вода минерализованная
5,0
2
Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см<sup>3</sup>)
5,0
0,45
1,0
Хлористый кальций (10%)
0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (7,5%)+Д.м. (3,0%)
0,3
Хлористый кальций (10%)
0,15
13,7
0,24
Вода минерализованная
5,0
3
Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см<sup>3</sup>)
5,0
0,47
1,0
Хлористый кальций (15%)
0,15
Изолирующий состав:
ПВВ (10%)+Д.м. (5%)
0,3
Хлористый кальций (15%)
0,15
24,5
0,32
Вода минерализованная
5,0
4
Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см<sup>3</sup>)
5,0
0,49
1,0
Хлористый кальций (15%)
0,15
Изолирующий состав:
ПВВ(10%)+Д.м.(5,0%)
0,3
Хлористый магний (15%)
0,15
28,0
0,30
Вода минерализованная
5,0
5
Вода минерализованная (плотность 1,13 г/см<sup>3</sup>)
5.0
0,47
1,0
Изолирующий состав:
Карбоксиметилцеллюлоза (3%)
0,3
Полиакриламид (0,005%)
Ацетат хрома (0,07%)
Глинистый раствор (5%)
0,2
5,3
0,13
Вода минерализованная (прототип)
5,0