СПОСОБ ОБРАБОТКИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF INJECTION WELLS TREATMENT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение нефтеотдачи пластов обеспечивается за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте, увеличения глубины обработки и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием на пласт изолирующими составами на основе сшивающихся полимерных систем при большеобъемных закачках, изменения технологичности способа, направленного на уменьшение расхода реагентов.
Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС) (А.Г. Телин, М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова и др. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт. - Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002 г., №4).
При закачке в скважину оторочки СПС она попадает преимущественно в высокопроницаемые пропластки. Селективнось попадания СПС в промытые водой высокопроницаемые пропластки определяется тем, что закачиваемая маловязкая оторочка полимера за счет своей водной основы в наибольшей степени проникает в водонасыщенные пропластки.
За счет химической реакции сшивки увеличиваются вязкостные, вязкоупругие и вязкопластичные характеристики закаченного состава и создается повышенное гидросопротивление фильтрации. После подключения скважины под закачку воды повышенное гидросопротивление в высокопроницаемой части приводит к росту давления закачки, которое, в свою очередь, способствует проникновению закачиваемой воды в низкопроницаемую часть разреза и повышению коэффициента охвата пласта фильтрацией. Данный способ обладает преимуществом в стабильности создаваемого геля и в его высоких механо-упругих свойствах. Также преимуществом данного метода являются возможность использования стандартного нефтепромыслового оборудования, всесезонность, отсутствие негативных процессов при сборе и подготовке нефти, экологичность.
Недостатком данного метода повышения нефтеотдачи является быстрое снижение эффективности способа при обработке призабойной зоны малыми объемами закачек, так как при закачке малых объемов образуется небольшой радиус обработки, в котором образованные гели находятся при постоянных высоких нагрузках, что приводит к постепенному их разрушению и быстрому снижению эффективности обработки, из-за чего требуется частое проведение повторных закачек. Большеобъемные закачки гелеобразующих составов с высокими факторами сопротивления, которые повышаются с увеличением концентрации реагентов в закачиваемой композиции, приводят к увеличению затрат и становятся экономически неэффективными.
Анализ прогнозирования результатов обработки скважин гелеобразующими составами показал, что выравнивание профиля приемистости возрастает с ростом объема закачки реагента (Хайрединов Н.Ш. и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 г., - 149 с. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции. Учебное пособие).
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем управляемого формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и/или кольматирующих частиц на достаточном удалении от ствола скважины за счет закачек порций тампонажных материалов, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (Патент RU 2039225, МПК Е21В 43/22, опубликован 09.07.1995 г.). Данный способ направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта пропластков, что приводит к созданию радиально расположенного изолирующего (потокоотклоняющего) экрана в переходной зоне от ствола скважины до основного объема продуктивного пласта, поэтому не позволяет изолировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на большую глубину и требует значительного количества тампонажного материала.
Наиболее близким по своей технической сущности является способ обработки нагнетательных скважин, включающий последовательную закачку в продуктивный пласт порций гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, порций дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц, дисперсной фазы и порций продавочной жидкости, например воды, время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость (Патент RU 2131022, Е21В 43/22, опубликован 27.05.1999 г.), при обработки пласта известным способом композиции закачиваются на достаточную глубину пласта. Способ требует закачки большого объема реагентов (большеобъемные закачки).
Данный способ недостаточно эффективен из-за того после закачки определенной порции гелеобразующего состава закачивают воду в качестве продавочной жидкости, которая разбавляет закаченный реагент. При этом в образующейся зоне смешения ГОС с водой из-за диффузионного размыва происходит уменьшение концентрации реагирующих компонентов ГОС до предела ниже уровня критической концентрации гелеобразования (ККГ) и в этой зоне гель не образуется, что приводит к кратковременному эффекту от обработки данным способом.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте и увеличения коэффициента охвата пласта при обработке изолирующими составами на основе сшивающихся полимерных систем, и повышения эффективности способа за счет его технологичности, направленной на уменьшение расхода реагентов при большеобъемных закачках.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем большеобъемную закачку в продуктивный пласт последовательно трех порций сшивающихся полимерных систем (СПС) на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) и сшивателя ацетата хрома (АХ) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов в последующих порциях СПС, причем концентрации реагентов в средней порции выше критической концентрации гелеобразования на 10-15%, а в первой и третьей порции концентрация ПАА составляет 0,4-1,0%, а концентрация АХ - 0,04-0,1%, остальное - вода. Критическую концентрацию гелеобразования сшивающейся полимерной системы определяют в лабораторных исследованиях в условиях, близких к условиям месторождения.
Способ осуществляют следующим образом.
Закачивают расчетный объем первой порции СПС с концентрацией полимера 0,4-1,0% и АХ с концентрацией 0,04-0,1%, далее без продавки первой порции водой и без остановки скважины на гелеобразование, закачивают вторую порцию СПС с уменьшенной концентрацией, которая на 10-15% выше критической концентрации гелеобразования (ККГ), и далее закачивают третью порцию СПС, в которой концентрация реагентов выбирается из того же диапазона, что и в первой порции.
После закачки последней порции СПС скважину пускают под закачку воды с целью продавки ее в пласт. Количество воды для продавки соответствует объему НКТ.
С целью выдачи рекомендаций по схеме закачки реагентов перед проведением работ на скважине в лаборатории проводят ряд исследований. При этом определяют критическую концентрацию гелеобразования (ККГ) в закачиваемой сшивающейся полимерной системе в условиях, приближенных к условиям месторождения, на котором планируется обработка нагнетательной скважины с помощью большеобъемной закачки. Далее проводятся фильтрационные исследования по определению остаточных факторов сопротивления создаваемыми отдельными композициями, входящими в планируемую большеобъемную закачку.
Для подтверждения заявляемых положений были проведены лабораторные исследования для композиции, включающей полимер с молекулярной массой 12 млн, степенью гидролиза 10% и ацетатом хрома, в качестве сшивателя. Для указанной композиции в воде с минерализацией 110 г/л была установлена критическая концентрации гелеобразования, которая соответствовала 0,18%.
На основании проведенных лабораторных исследований и характеристик пласта рассчитывается общий объем закачиваемой оторочки, который впоследствии делится на три части, таким образом, что передний и задний фронты содержат реагенты с более высокой концентрацией. Лабораторные испытания и математические расчеты параметров зон смешения показали, что концентрации ПАА первого и третьего цикла должны составлять 0,4-1,0% и соответственно АХ - 0,04-0,1%. Объемы первого и третьего цикла закачки СПС должны быть не менее одной пятой от общего объема закачиваемой общей оторочки, остальной объем занимает оторочка среднего цикла, с концентрацией реагентов в ней на 10-15% выше критической концентрации гелеобразования.
3
На рисунке 1, выполненном на основании проведенных лабораторных исследований и математических расчетов зон смешения, представлено распределение концентраций полимера по пласту при закачке трех циклов композиций СПС с общим объемом оторочки, равным 500 м.
Оптимальное распределение концентраций реагентов по объему может быть рассчитано графическим методом на основании полученных данных в экспериментах по фильтрации в керне с отбором проб на выходе из керна и определении концентрации в пробах.
Предлагаемый способ обработки позволит уменьшить расходы реагентов и соответственно снизить стоимость технологии.
3
В таблице 1 представлен пример расчета экономии полимера и ацетата хрома при закачке в пласт 500 м оторочки, закаченной 3-мя циклами с уменьшенной концентрацией реагентов в середине оторочки в сравнении с общепринятым способом закачки одним циклом оторочки с одной концентрацией.
3
Таким образом, применение предлагаемого способа обработки нагнетательных скважин с большеобъемной закачкой СПС позволит сделать более глубокую обработку пласта, увеличить его охват и съэкономить полимера 450 кг и ацетата хрома 45 кг на 500 м композиции или 22,5%.
Способ прошел опытно-промышленные испытания на месторождении Жетыбай Республики Казахстан, результаты которых показали положительный эффект, выразившийся в снижении обводненности продукции добывающих скважин окружения и дополнительной добычи нефти.
3
Для проведения опытно-промышленных работ по проведению большеобъемных закачек было выделено 5 нагнетательных скважин месторождения: №4170, №1015, №824, №2300, №2341д. Работы начаты 28 ноября 2015 г. и закончены 17.02.2016 г. Учитывая геолого-физические особенности месторождения Жетыбай, была разработана схема закачки сшивающейся полимерной композиции на основе полимера DKS-ORP-F40NT на морской воде. В каждую скважину было закачено по 1000 м полимерной композиции по разработанной схеме в три цикла.
Скважина №4170 работает на горизонте Ю-8 на 4 реагирующие добывающие скважины. После обработки скважины наблюдалось снижение приемистости. Дополнительная добыча по участку за шесть месяцев составила 121 т нефти.
Скважина №1015 работает на горизонт Ю-8 и гидродинамически связана с 3-мя реагирующими добывающими скважинами. После обработки скважины наблюдалось снижение приемистости.
ГИС, проведенные до обработки, установили следующие работающие интервалы: 2098-2099 (16%); 2100-2101,4 (9%); 2102-2103 (5%); 2104-2106 (6%); 2114-2115 (6%); 2115-2117 (12%); 2125-2127 (44%). Исследования после обработки установили следующие работающие интервалы: 2098-2098,6 (21%); 2098,6-2100,4 (16%); 2100,8-2101,8 (6%); 2104-2105 (54%). Как видно, произошло существенное изменение профиля приемистости скважины. Дополнительная добыча составила 350 т нефти за неполных пять месяцев.
Скважина 824 работает на горизонт Ю-10 на три реагирующие добывающие скважины.
Дополнительная добыча нефти за три месяца составила 428 т нефти по расчетам, а по характеристикам вытеснения 635 т нефти. График изменения добычи нефти до и после обработки скважины №824 приведен на рисунке 2.
Скважина №2300 работает на горизонт Ю-5в-6аб на 4 реагирующие добывающие скважины.
За неполных пять месяцев по четырем реагирующим скважинам получена дополнительная добыча 882 т нефти. По характеристикам вытеснения дополнительная добыча составила 1088 т нефти. График изменения добычи нефти до и после обработки скважины №2300 приведен на рисунке 3.
Скважина №2341д работает на горизонт Ю-5в-6аб на 4 реагирующие добывающие скважины.
ГИС до обработки от 1.06.15 г. показали два работающих интервала: 1973-1975 (56%); 1975-1976 (44%). После обработки профиль приемистости значительно изменился: 1916-1917 (3%); 1921-1923 (8%); 1927-1929,5 (14%); 1955-1957 (6%); 1961-1965 (13%); 1967,2-1969 (7%); 1972-1973,4 (21%); 1973,4-1974,6 (2%); 1974,6-1976 (26%). Дополнительная добыча составила 349 т по расчетным данным, а по характеристикам вытеснения 622 т нефти. График изменения добычи до и после обработки скважины приведен на рисунке 4.
В результате обработки сшитыми полимерными системами 5-ти нагнетательных скважин месторождения Жетыбай Республики Казахстан по предлагаемому способу общая дополнительная добыча нефти за 6 месяцев составила 2130 т нефти. Удельный эффект составил 440 т нефти на 1 скважину. Эффект продолжается и при сохранении таких темпов прироста в течение еще 3-х месяцев удельная эффективность опытно-промышленных работ может составить не менее 600 т нефти.