СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
METHOD FOR CONTROL OF HETEROGENEOUS OIL BED PERMEABILITY

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти, снижающим проницаемость обводненных пластов, вовлекающим в разработку низкопроницаемые нефтенасыщенные участки и увеличивающим нефтеотдачу.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, водного раствора щелочи с последующим нагнетанием вытесняющего агента (патент РФ №2117143, МПК Е21В 43/22, 33/138, опубл. 1996).
Недостатками данного способа являются низкая эффективность изоляции промытых высокопроницаемых каналов пласта, высокая стоимость реагентов.
6
Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности существенных признаков является способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину отхода производства соды - водной суспензии шлама с отстойников Дорра ВСШД - между разделительными оторочками из пресной воды, продавку ВСШД, остановку скважины и пуск в работу, согласно изобретению продавку осуществляют оторочкой пресной воды в объеме, равном объему ВСШД, а скважину останавливают на 24 часа (патент РФ №2272901, МПК Е21В 43/22, опубл. 2006).
Недостатками данного способа являются недостаточное снижение проницаемости неоднородного нефтяного пласта, а также трудоемкость подготовки используемых водных растворов солей, а также высокая стоимость реагентов.
Задачей предлагаемого изобретения является создание эффективного способа регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон водонасыщенного коллектора.
3
Поставленная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора шлама - отхода производства соды с отстойников Дорра - между разделительными оторочками из пресной воды, продавливание его оторочкой пресной воды в объеме, равном объему указанной суспензии, остановку скважины на 24 часа, согласно изобретению в качестве указанной водной суспензии шлама - отхода производства соды с отстойников Дорра - используют шлам с последней стадии производства следующего состава, г/л: кальций углекислый - 80,0-90,0, гидрат окиси кальция - 2,0-10,0, гидроокись магния - 4,0-5,0, сульфат кальция - 0,4-0,6, натрий хлористый - 300, гидроокись натрия - 2,0, примеси и вода - остальное, дополнительно закачивают минерализованную сточную воду плотностью 1,107 г/см.
Сущность предлагаемого способа заключается в последовательном закачивании в обводненный нефтяной пласт через нагнетательную скважину шлама рассола очистки.
Шлам рассола очистки - отход производства соды, используется с последней стадии производства.
3
Шлам очистки представляет собой водную дисперсию бело-серого цвета с выпавшей в осадок киселеобразной массой. Состоит из твердой и жидкой фазы. Плотность равна 1,20-1,50 г/см.
Приводим компонентный состав шлама рассола очистки, г/л:
Кальций углекислый
80,0-90,0
Гидрат окиси кальция
2,0-10,0
Гидроокись магния
4,0-5,0
Сульфат кальция
0,4-0,6
Натрий хлористый
300
Гидроокись натрия
2
Примеси и вода
остальное
По классу опасности относится к 4 классу. При транспортировке не требует дополнительных мер безопасности. Экологически безвреден.
Шлам рассола очистки готовят простым перемешиванием компонентов.
Например, состав 1 готовят следующим образом: берут кальций углекислый - 80,0 г/л, гидрат окиси кальция - 10,0 г/л, гидроокись магния - 5,0 г/л, сульфат кальция - 0,6 г/л, натрий хлористый - 300 г/л, гидроокись натрия - 2,0 г/л, примеси и вода - 1,2 г/л. Хорошенько перемешивают.
Состав 2 также готовят простым смешением компонентов: кальций углекислый - 90,0 г/л, гидрат окиси кальция - 2,0 г/л, гидроокись магния - 4,0 г/л, сульфат кальция - 0,4 г/л, натрий хлористый - 300 г/л, гидроокись натрия - 2,0 г/л, примеси и вода - 0,4 г/л.
Механизм воздействия шлама рассола очистки на фильтрацию пластовой жидкости заключается в снижении потока вытесняющего агента через высокопроницаемый обводненный коллектор, направлении потока в менее обводненный участок и вовлечении в разработку неохваченных заводнением пропластков. Снижение потока вытесняющего агента через обводненный коллектор достигается увеличением доли твердой фазы за счет образующегося осадка. Смешение шлама рассола очистки с минерализованной сточной водой происходит непосредственно в обводненном коллекторе.
Перераспределение потока вытесняющего агента способствует снижению обводненности продукции добывающих скважин, увеличению дебита по нефти.
Эффективность способа определялась экспериментально по нижеописанной методике.
3
3
2
Пример 1 (предлагаемый способ). Для фильтрации взяты образцы, каждый из которых представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 40 мм и длиной 60 мм. Объем порового пространства составляет 15 см. Образец помешают в кернодержатель и насыщают пластовой водой с плотностью 1,107 г/см. Определяют начальную проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа, которая составляет 3,66 мкм. Опыты проводят при температуре 20°С и постоянной скорости фильтрации 0,5 м/сутки.
3
Далее через образец фильтруют последовательно 12 мл шлама рассола очистки - состав 1 (кальций углекислый - 80,0 г/л, гидрат окиси кальция - 10,0 г/л, гидроокись магния - 5,0 г/л, сульфат кальция - 0,6 г/л, натрий хлористый - 300 г/л, гидроокись натрия - 2,0 г/л, примеси и вода - 1,2 г/л), разделенного двумя пресноводными оторочками по 12 мл, затем фильтруют 26 мл минерализованной сточной воды плотностью 1,107 г/см. Причем продавку осуществляют оторочкой пресной воды в объеме, равном объему шлама рассола очистки. Затем скважину останавливают на 24 часа. Остаточную проницаемость определяют при фильтрации сточной воды в прямом и обратном направлении. Конечная проницаемость составляет 0,42 мкм.
Результаты опытов по предлагаемому и известному способам приведены в таблице 1. Эффективность применяемого способа характеризует степень снижения проницаемости образца. По данным таблицы видно, что по предлагаемому способу степень снижения проницаемости составляет 89,0%, тогда как известному способу - 68,2%.
Таким образом, результаты опытов показывают, что по степени снижения проницаемости неоднородного пласта предлагаемый способ превосходит известный.
Для оценки преимуществ предлагаемого способа перед известным техническим решением приведены примеры осуществления способа в промысловых условиях.
3
Пример 2. Опытный участок представлен одной нагнетательной и 5 добывающими скважинами. Эксплуатируемый объект - терригенный девон (пласт Di). Коллекторские свойства пласта следующие: эффективная толщина пласта -7,5 м; пористость пласта - 0,22, приемистость нагнетательной скважины 550 м/сут. Дебиты добывающих скважин - 1,0-3,3 т/сут. Обводненность добываемой продукции - 84,3-98% (см. табл.2).
Предлагаемый способ осуществляется в следующем порядке.
3
3
3
3
3
Скважину останавливают. После тщательного перемешивания в мернике цементировочного агрегата в нагнетательную скважину закачивают 8 м шлама рассола очистки состава 2 (кальций углекислый - 90,0 г/л, гидрат окиси кальция - 2,0 г/л, гидроокись магния - 4,0 г/л, сульфат кальция - 0,4 г/л, натрий хлористый - 300 г/л, гидроокись натрия - 2,0 г/л, примеси и вода - 0,4 г/л), разделенного двумя пресноводными оторочками по 2 м, затем продавку осуществляют оторочкой пресной воды в объеме, равном объему шлама, затем продавливают в пласт 24 м минерализованной сточной водой плотностью 1,107 г/см. Скважину останавливают на 24 ч и пускают в работу. После воздействия дебиты скважин по нефти выросли до 1,6-4,0 т/сут, то есть на 30,2%. Обводненность скважин снизилась до 75-90,3%, т.е. на 8,5%. Приемистость нагнетательной скважины снизилась до 480 м/сут, т.е. на 12,7%.
Сопоставительный анализ геолого-промысловых параметров показывает, что степень снижения обводненности по заявляемому способу выше в 0,9 раза, а степень роста дебита по нефти больше в 2 раза по сравнению с известным способом.
Таким образом, результаты анализа параметров эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин показывают, что предлагаемый способ эффективнее известного как по водоизолирующей способности, так и по увеличению добычи нефти.
Выводы: технико-экономические преимущества предлагаемого способа:
- высокая эффективность изоляции промытых водонасыщенных зон коллектора за счет большей степени снижения проницаемости неоднородного нефтяного пласта;
- низкая стоимость, экономичность и простота осуществления способа;
- более высокая степень роста дебита скважин и снижения обводненности по сравнению с известным способом;
- позволяет использовать отходы химических производств и тем самым способствует охране окружающей среды.
Способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта
Таблица 1
№ примера
Концентрация реагентов, мас.%
Проницаемость, мкм<sup>2</sup>
Снижение проницаемости, %
начальная
конечная
По прототипу (шлам с отстойников
Дорра ВСШД)
4,87
1,55
68,2
Предлагаемый способ
3,66
0,42
88,5
Пресная вода
6,25
Шлам рассола очистки
25,0
Пресная вода
6,25
Минерализованная сточная
вода
62,5
Способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта
Таблица 2
Очаг
Пласт
Эффек-
Кол-во
Приемистость,
Дебит по нефти,
Обводненность, %
При-рост
Снижение
возд.
тивн. толщи-на, м
реагир.СКВ.
м<sup>3</sup>/сут
т/сут
Дебита, %
обводнен-ности, %
до
после
до
после
до
после
1
Д1
8,0
4
427
390
1,2…2,9
1,5…3,2
82…97
77…92
14,6
5
(Прототип)
2
Д1
7,5
5
550
480
1,0…3,3
1,6…4,0
84,3…98
75…90,3
34,2
9,3
(Предлаг.
способ)