СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD FOR CONTROL OF FLOODING AREA OF OIL FORMATIONS

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.
Проблема наиболее полного извлечения нефти из недр была и остается одной из ключевых проблем в нефтедобывающей промышленности. Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта и тем самым направить воду от заводнения в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это приведет к выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключив из разработки обводненные высокопроницаемые зоны, задействованные ранее со стороны нагнетательных скважин вытеснением, и изменению гидродинамических потоков в пласте. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт композиций, ограничивающих фильтрацию через зону нагнетания воды в высокообводненные (или полностью промытые), ранее задействованные в разработке нефтяные пласты. В настоящее время основным и широко используемым методом увеличения нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений является заводнение, использование которого способствует обводнению добываемой нефти. С целью ограничения фильтрации в обводненных зонах на фоне заводнения применяют методы увеличения нефтеотдачи с использованием вязкоупругих составов, гелей на основе полимеров, щелочно-полимерных составов, силикатных композиций и других.
Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, МПК Е21В 43/22, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (патент РФ №2146002, МПК Е21В 43/22, 43/32, опубл. 2000 г.). Периодически через нагнетательную скважину с восстановленным в призабойной зоне пластовым давлением закачивают водные растворы силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас.%, количество силиката щелочного металла в пределах от 10 до 0,1 мас.%, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас.%. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон, так как при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (патент РФ №2290504, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2006 г.), включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, при повышении давления закачки не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины, и изменении концентрации состава в каждой оторочке, указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%: полимер 0,005-2,0, силикат натрия 0,1-10,0, латекс 0,01-15,0, пресная вода остальное, и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30. Низкая технологическая эффективность связана с тем, что образующиеся осадки имеют недостаточно высокие реологические и структурно-механические свойства.
Наиболее близким по сущности и выполняемой задаче является способ разработки нефтяного пласта (патент РФ №2185505, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2002 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и силиката в водной фазе. В качестве силиката используют частицы силиката-геля, а в качестве водной фазы - раствор полимера в пресной или минерализованной воде. Силикат-гель используют в количестве 0,1-70,0%, а полимер используют в количестве 0,01-2,0%. Закачку суспензии силиката-геля в водном растворе полимера начинают с минимальных концентраций силиката-геля при минимальных давлениях закачки с постепенным увеличением концентрации силиката-геля и давления закачки до достижения давления закачки, превышающего устьевое давление нагнетания рабочего агента на 0,5-3,0 МПа. После этого давление поддерживают постоянным при снижении концентрации компонентов в суспензии. Недостатком способа является большая зависимость фильтрационных свойств закачиваемой суспензии от флокулирующей способности полимера, способствующая укрупнению частиц силикат-геля и затрудняющая закачку в неоднородный пласт. Кроме того, известный способ недостаточно эффективен из-за недостаточного регулирования процессом закачки, преждевременного перекрытия ранее незадействованных вытеснением нефтенасыщенных зон.
Технической задачей предложения является повышение нефтеизвлечения из пластов за счет ограничения фильтрации в обводненных зонах и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, а также сохранения нефтенасыщенных зон, ранее незадействованных или слабозадействованных вытеснением от ограничивающих фильтрацию составов.
Техническая задача решается способом регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины оторочек рабочего реагента и силиката в водной фазе с изменяющейся концентрацией компонентов.
3
Новым является то, что дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, гидродинамически связанных с высокообводненными добывающими скважинами, останавливают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину до снижения пластового давления на 6-24% от пластового давления в районе нагнетательной скважины, закачку рабочего агента начинают с высоковязкой композиции в количестве не менее 0,5 м на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем не более чем на 20% минимального давления закачки, при котором принимает скважина, затем закачивают последовательно или совместно оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера, при этом используют раствор силиката щелочного металла в количестве 0,1-15,0 мас.%, а полимер используют в количестве 0,001-3,0 мас.%, вода остальное, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации, увеличивая давление закачки до давления, не превышающего 95% допустимого давления закачки, при соотношении объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера от 1:2 до 1:20 и последующую обработку призабойной зоны пластов, ранее незадействованной или слабозадействованной вытеснением.
Также новым является то, что в качестве высоковязкой композиции используют составы на основе полимера с концентрацией, мас.%: 0,5-3, или составы на основе полимера с соответствующим сшивателем.
Также новым является то, что в качестве полимера используют полиакриламид, или эфир целлюлозы, или биополимер, или полиоксиэтилен.
Также новым является то, что осуществляют кислотную или органическими растворителями, или поверхностно-активными веществами обработку с последующим возобновлением заводнения пласта.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Для приготовления составов используют следующие реагенты:
- щелочные реагенты, например силикат щелочного металла - стекло натриевое жидкое (ГОСТ 13078-81), гидроокиси щелочных металлов и др.;
6
- полимеры, например полиакриламид (ПАА) - отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортный с молекулярной массой (3-15)·10, например, ПАА марки DP9-8177 и др.;
- эфиры целлюлозы, например оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01 ЗАО "Полицелл", Полицелл СК-1 марки 600 и импортного производства; натрий карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000, ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 и др.;
- биополимер, например ксантан - полимер импортного или отечественного производства по ТУ 2458-002-50635131-2003;
- полиоксиэтилен;
- сшиватели, например ацетат хрома, бихроматы натрия, калия, бораты и др.;
- ПАВ (неонол АФ9-12, Аф9-10 и др.), органические нефтяные растворители, составы на основе неорганических и органических кислот и др.;
- вода - с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Сущность способа заключается в следующем.
3
Объем закачки оторочек и количество оторочек высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера зависят от физико-химических и геологических показателей (особенностей) пласта, объем закачки оторочек может составлять от нескольких десятков до нескольких сот кубометров. Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, гидродинамически связанных с высокообводненными добывающими скважинами. Останавливают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину до снижения пластового давления на 6-24% от пластового давления в районе нагнетательной скважины с максимальным разрежением зон отбора всех высокообводненных добывающих скважин. Закачку рабочего агента начинают с высоковязкой композиции в количестве не менее 0,5 м на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем не более чем на 20% минимального давления закачки, при котором принимает скважина. Происходит ограничение фильтрации в высокопроницаемых зонах продуктивного пласта. При этом нефтенасыщенные зоны, ранее незадействованные или слабозадействованные вытеснением, остаются чистыми от высоковязкой композиции. Затем закачивают последовательно или совместно оторочки раствора силиката щелочного металла и полимера, при этом используют раствор силиката щелочного металла в количестве 0,1-15,0 мас.%, а полимер используют в количестве 0,001-3,0 мас.%, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации, увеличивая давление закачки до давления, не превышающего 95% допустимого давления закачки, при соотношении объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера от 1:2 до 1:20. В качестве высоковязкой композиции используют составы на основе полимера с концентрацией, мас.%: 0,5-3, или составы на основе полимера с соответствующим сшивателем. В качестве полимера используют полиакриламид, или эфир целлюлозы, или биополимер, или полиоксиэтилен. Происходит дополнительное укрепление блокирующего экрана высоковязкой композиции, и обеспечивается возможность повышения давления до максимально возможного, необходимого для работы, ранее не работающих интервалов нефтенасыщенных зон. Затем проводят обработку призабойной зоны пластов, ранее слабозадействованных или незадействованных вытеснением путем проведения кислотной или органическими растворителями, или поверхностно-активными веществами обработки призабойной зоны пластов с последующим возобновлением заводнения пласта. Согласно предложению в первую очередь из разработки исключают высокопроницаемые зоны закачкой высоковязкой или гелеобразующей оторочки с последующей закачкой с изменяющейся концентрацией компонентов в ограничивающих фильтрацию оторочках раствора силиката щелочного металла и полимера и обработкой ранее незадействованных или слабозадействованных заводнением зон. Способ обеспечивает повышение нефтеизвлечения из пластов за счет ограничения фильтрации в обводненных зонах и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, а также сохранения нефтенасыщенных зон, ранее незадействованных или слабозадействованных вытеснением от ограничивающих фильтрацию составов.
Пример конкретного выполнения
3
Пример 1. На месторождении разрабатываются нефтяные пласты со следующими характеристиками: глубина залегания 1600-1800 м, мощность пластов 2,0-6,0 м, пластовое давление 14,0-19,0 МПа, пластовая температура 36°С, пористость 12,0-24,0%, проницаемость 100-1200 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см. Разработка производится 20 нагнетательными и 50 добывающими скважинами.
3
3
3
3
3
3
3
2
2
3
3
3
3
3
3
3
1
2
Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Выбирают высокоприемистую нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с высокообводненными добывающими скважинами, коллектор - песчаник с пористостью 20%. Общая приемистость скважины 700 м/сут воды с плотностью 1,05 г/см (минерализация 74 г/л) при давлении 8,5 МПа. Коллектор скважины представлен двумя пластами, в которых по два пропластка с общей перфорированной мощностью 6,0 м (пропластки принимают: первый 0,5 м - не принимает, второй 2,0 м - принимает 0,5 м - 30 м/сут, третий - 2,0 м принимает 2,0 м - принимает 500 м/сут, четвертый 1,5 м - принимает 1,0 м - 170 м/сут). Минимальное давление, при котором принимает скважина 2,5 МПа. Допустимое давление закачки 11,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 15,5 МПа. Останавливают скважину до снижения пластового давления на 17% (до 13,0 МПа) от пластового давления в районе нагнетательной скважины. Нагнетательная скважина оказывает влияние на три добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 95-98 мас.% по тем же пластам, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 12,0-14,0 МПа. Объем оторочки высоковязкой композиции (состав: ксантан с концентрацией 0,5%, сшиватель (ацетат хрома) 0,1%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (500 м/сут-2,0 м) с продавкой на расстояние 6,0 м и толщину оторочки 1,5 м, который составит 15 м (V=π(R )-R )Ln=3,14×(36-20,25)×1,5×0,2=14,84 м в количестве не менее 0,5 м на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем на 20% от минимального давления закачки, при котором принимает скважина. Время гелеобразования композиции 72 ч. Оторочка высоковязкой композиции закачивается при давлении не выше 3,0 МПа, чтобы не обработать малопринимающие пласты с продавкой в пласт. Затем закачивают последовательно оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера (общий объем оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера составляет 60 м) с более низкой вязкостью, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (10,5 МПа). (Последовательно закачивают оторочки водного раствора силиката щелочного металла 30 м, начиная с концентрацией 0,1 мас.%, давление закачки увеличивается до 4,7 МПа, с постепенным увеличением концентрации до 0,3 мас.% с увеличением давления закачки до 6,9 МПа и оторочки полимера в количестве 30 м, начиная с концентрации 0,001 мас.%, давление закачки увеличивается до 7,5 МПа с постепенным увеличением концентрации полимера до 0,1 мас.%, давление закачки увеличивается до 10,5 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:4. Состав продавить в пласт водой. Через 5 суток (не менее) возобновляется заводнение. Исследования показали, что все пропластки стали принимать равномерно от 100 до 150 м/сут с общей приемистостью 470 м/сут при давлении 12 МПа. Способ позволил увеличить давление закачки, в результате подключились ранее незадействованные вытеснением пропластки, поэтому последующая обработка призабойной зоны не рекомендуется.
3
3
3
3
3
3
2
2
3
3
3
3
3
3
1
2
Пример 2. Для обработки скважины по способу выбирается одна нагнетательная скважина, коллектор - заглинизированный песчаник с пористостью 14%. Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Выбирают высокоприемистую нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с высокообводненными добывающими скважинами. Общая приемистость скважины 320 м/сут воды с плотностью 1,15 г/ см при давлении 10 МПа. Коллектор скважины представлен одним пластом, в котором три пропластка с общей перфорированной мощностью 4,0 м (пропластки принимают: первый - 1,5 м - принимает 20 м/сут, второй 2,0 м - принимает 2 м - 300 м/сут, третий 0,5 м - не принимает 2 м). Минимальное давление, при котором принимает скважина, 4,5 МПа. Допустимое давление закачки 12,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 18,5 МПа, скважина остановлена до снижения пластового давления на 9,2% (до 16,8 МПа). Нагнетательная скважина оказывает влияние на 2 добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 97-99 мас.% по тому же пласту, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 15,5 МПа. Объем гелеобразующей композиции (состав: ПАА 0,5%, ацетат хрома 0,05%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (300 м/сут - 2 м) с продавкой на расстояние 7 м и толщину оторочки 2,0 м, который составит 25 м (V=π(R -R )ln=3,14×(49-25)×2,0×0,14=21,10 м, в количестве не менее 0,5 м на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем на 11% минимальное давление закачки, при котором принимает скважина. Время гелеобразования состава 48 ч. Гелеобразующая оторочка закачивается при давлении не выше 5,0 МПа, чтобы не обработать малопринимающие пласты с продавкой в пласт. Затем закачивают состав (в объеме 150 м) с более низкой вязкостью: раствор силиката щелочного металла (0,3 мас.%) с полимером (0,01 мас.%) с изменяющейся концентрацией компонентов: раствора силиката щелочного металла 5,0 мас.% с полимером 0,3 мас.% до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (11,5 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:6. Состав продавить в пласт водой. Через 5 суток (не менее) возобновляется заводнение. Исследования показали, что приемистость максимально принимающего пропластка уменьшилась до 30 м/сут, а стали принимать максимально неработающие пропластки: 100 и 150 м/сут с общей приемистостью 280 м/сут при давлении 10 МПа. Способ позволил увеличить давление закачки, в результате в работу подключились ранее незадействованные вытеснением продуктивные пропластки, поэтому последующая обработка призабойной зоны не рекомендуется.
3
3
3
3
2
2
3
3
3
3
3
3
3
1
2
Пример 3. Выбирают нагнетательную скважину, коллектор - песчаник и алевролит с пористостью 20 и 12%. Общая приемистость скважины 500 м/сут воды с плотностью 1,00 г/см при давлении 5,5 МПа. Коллектор скважины представлен двумя пластами с общей перфорированной мощностью 5,6 (песчаник 3 м, алевролит 2,6 м). Пласт, представленный алевролитом, не принимает. Минимальное давление, при котором принимает скважина, 6,0 МПа. Допустимое давление закачки 15,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 18,0 МПа, скважина остановлена до снижения пластового давления на 6,6% (до 17,0 МПа). Нагнетательная скважина оказывает влияние на четыре добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 90-95 мас.% по тем же пластам, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 15,0-16,0 МПа. Объем высоковязкой композиции (состав: КМЦ 3,0%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (500 м/сут-2 м) с продавкой на расстояние 6 м и толщину оторочки 1,5 м, который составит 15 м(V=π(R -R )ln=3,14×(36-20,25)×1,5×0,2=14,84 м, в количестве не менее 0,5 м на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью. Вязкость состава составляет 280 мПа·с. Высоковязкая оторочка закачивается при давлении, соответствующем минимальному давлению, при котором принимает пласт не выше 6,0 МПа, чтобы не обработать второй непринимающий пласт. Затем закачивают состав (в объеме 300 м) с более низкой вязкостью: раствор силиката щелочного металла (1,5-15,0 мас.%) с полимером (0,01-0,6 мас.%) с изменяющейся концентрацией компонентов совместно до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (14 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:20. Состав продавить в пласт водой от заводнения. Исследования показали, что принимает обработанный пласт по всей мощности пласта 250 м/сут и второй пласт принимает 50 м/сут при давлении 10 МПа. Рекомендуется провести обработку призабойной зоны второго пласта закачкой 0,1% раствора ПАВ марки Неонол АФ9-12. Обработка позволила увеличить приемистость второго пласта до 120 м/сут, а песчаника до 270 м/сут при давлении 10 МПа.