СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
CONTROL METHOD OF INJECTIVITY ACCEPTANCE PROFILE OF INJECTION WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи залежей с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки в скважину гелеобразующего состава, содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, неионогенный ПАВ и воду /1/.
Недостатком данного способа является низкая нефтеотдача залежи ввиду недостаточного и кратковременного перераспределения закачиваемой воды между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий закачку в скважину гелеобразующего состава, содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, бактерицид ЛПЭ-11 и воду /2/.
Известный способ позволяет выровнить профиль приемистости нагнетательной скважины, и повысить нефтеотдачу залежи. Однако эффективность от применения способа низкая вследствие того, что гелеобразующий состав проникает и перекрывает не только высокопроницаемые интервалы в призабойной зоне пласта, но и низкопроницаемые тоже. Это приводит к снижению эффективности процесса заводнения и текущей нефтеотдачи пласта.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи путем перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками за счет увеличения длительности тампонирования высокопроницаемого пропластка и повышения приемистости менее проницаемого пропластка.
Задача решается тем, что в способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем закачку и продавку в пласт полимергелеобразующей композиции (ПГК), содержащей водорастворимый полимер, сшиватель, добавку и воду, согласно изобретению, закачивают ПГК, содержащую в качестве добавки бактерицид ATREN-bio, и дополнительно закачивают раствор комплексного ПАВ, причем закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, а закачку ПАВ и продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
Существенными признаками изобретения являются:
1. закачка в пласт полимергелеобразующего состава (ПГК), содержащего водорастворимый полимер, сшиватель, добавку и воду;
2. продавка ПГК в пласт;
3. использование в качестве добавки бактерицида ATREN-bio;
4. дополнительная закачка раствора комплексного ПАВ;
5. закачка в пласт ПГК при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке;
6. закачка в пласт раствора комплексного ПАВ и продавка при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке;
Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению нефтеотдачи пласта. Для предупреждения и борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым пропласткам проводят работы по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Однако эффективность от проведения работ по прототипу низкая вследствие того, что гелеобразующий состав проникает и перекрывает не только высокопроницаемые интервалы в призабойной зоне пласта, но и низкопроницаемые тоже. Это приводит к снижению эффективности процесса заводнения и текущей нефтеотдачи пласта.
В изобретении решается задача повышения эффективности выравнивания профиля приемистости и увеличения нефтеотдачи пласта за счет перераспределения закачки воды между высоко- и низкопроницаемыми пропластками и создания более долговечной блокады в высокопроницаемом пропластке.
Задача решается следующей совокупностью операций.
В пласт закачивают ПГК, содержащую в качестве добавки бактерицид ATREN-bio, и дополнительно закачивают раствор комплексного ПАВ, причем закачку ПГК осуществляют при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке, а закачку ПАВ и продавку осуществляют при давлении ниже давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
+3
6+
3+
3+
В качестве водорастворимых полимеров могут быть использованы различные импортные или отечественные марки полиакриламида. В качестве сшивателя могут использоваться различные реагенты, имеющие в своем составе ионы поливалентных металлов Al, Cr, Cr, Fe и др. В качестве ПАВ может использоваться любой многофункциональный ПАВ.
Известно, что при нагнетании воды в многопластовые скважины в пластах (пропластках), сложенных терригенными породами, открывается одна или несколько трещин, причем в более проницаемых. При этом давление раскрытия трещин составляет 0,5-0,7 Рг (горного давления). Более точно давление раскрытия трещин можно определить при исследованиях скважины на приемистость и построении индикаторных диаграмм. Излом кривой на индикаторной диаграмме соответствует давлению раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке.
При закачке ПГК под давлением выше давления раскрытия трещин она проникает, в основном, только в трещину, раскрывшуюся в высокопроницаемом пропластке, а в низкопроницаемый пропласток она практически не попадает.
При закачке и продавке раствора комплексного ПАВ под давлением ниже давления раскрытия трещин он попадает не только в высокопроницаемый пропласток, но и в менее проницаемый, т.к. в высокопроницаемом пропластке ПГК создает дополнительные фильтрационные сопротивления. Раствор комплексного ПАВ усиливает эффект перераспределения закачки воды между пропластками за счет интенсифицирующей обработки низкопроницаемого пропластка.
Для получения сравнительных данных по известному и новому техническим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.
Сначала с целью изучения эффективности добавки бактерицида ATREN-bio, который выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2458-011-82330939-2009 с изм. №1-6, для предотвращения биодеструкции и снижения синерезиса гелеобразующей композиции на основе полиакриламида была проведена первая серия экспериментов. Опыты проводились на физических моделях пласта проницаемостью 1,2-1,25 мкм. В экспериментах для приготовления ПГК использовался водорастворимый полимер РСН-1 (ТУ 20.59.59-212-14023401-2018) и сшиватель - ацетат хрома (ТУ 2499-001-82330939-2008 с изм. №№1-5).
На первом этапе экспериментов модели пласта насыщались водой и определялась их проницаемость по воде. Далее в модель пласта закачивалась ПГК в объеме, равном 0,3 Vпор пласта. При этом, в первом эксперименте при приготовлении ПГК в качестве добавки использовался ЛПЭ - 11, а в опыте №2 - бактерицид ATREN-bio, и затем переходили на закачку воды. Закачка воды осуществлялась при постоянном расходе и заканчивалась после стабилизации давления на входе модели.
Модели пласта выдерживались в течение 50 суток, и в рамках второго этапа экспериментов в модели пласта снова закачивалась вода до стабилизации давления закачки. В конце первого и второго этапов опытов определялась проницаемость моделей пластов по воде. Результаты опытов представлены в таблице 1.
Как видно из таблицы 1, добавка в ПГК бактерицида ATREN-bio по сравнению с прототипом позволяет в большей степени предотвратить деструкцию ПГК на основе полиакриламида.
3
С целью изучения эффективности перераспределения фильтрационных потоков за счет закачки различных компонентов тампонирующей композиции при разных давлениях и влияния на нефтеотдачу была проведена следующая серия экспериментов. Опыты проводились на двухслойных физических моделях пласта с полностью изолированными пропластками. Суммарный поровый объем пропластков составил 270 см. Соотношение проницаемостей пропластков составляло 3:1.
3
3
3
На первом этапе эксперимента высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки насыщались водой, а затем из низкопроницаемого пропластка вода вытеснялась моделью нефти (трансформаторное масло + керосин) вязкостью 2 мПа*с до достижения неснижаемой остаточной водонасыщенности. Затем в модель неоднородного пласта закачали 100 смводоизолирующей композиции (прототип), при этом, исходя из соотношения проницаемостей пропластков, в высокопроницаемый пропласток закачали 75 см композиции и в низкопроницаемый пропласток - 25 см. Таким образом, было смоделировано проведение обработки неоднородного пласта с выработанной высокопроницаемой зоной гелеобразующим составом (прототипом). Далее пропластки объединялись общим входом, и в модедь неоднородного пласта закачивалась вода. Отбор жидкости осуществлялся из пропластков по отдельности.
Во втором опыте, который проводился по аналогичной методике, в качестве гелеобразующей композиции использовалась композиция с предлагаемой добавкой и предполагалось, что при закачке при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пласте соотношение проницаемостей пропластков станет 7:1, соответственно, подавляющая часть гелеобразующей композиции будет закачана в высокопроницаемый пропласток. Таким образом моделировалась закачка гелеобразующего состава при давлении закачки выше давления раскрытия трещин. Далее пропластки объединялись общим входом, и в модель неоднородного пласта закачивался раствор ПАВ. Отбор жидкости осуществлялся из пропластков по отдельности. В качестве поверхностно-активного вещества использовался ПАВ «РСН-1» (ТУ 20.59.59-214-14023401-2018).
Результаты экспериментов проведены в таблице 2.
Как видно из таблицы 2, закачка гелеобразующей композиции при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом пропластке приводит к повышению текущей нефтеотдачи низкопроницаемого пропластка.
Пример конкретного выполнения.
2
Пример. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 18 м; пористость - 0,16; абсолютная проницаемость - 0,120 мкм; температура пласта - 80°С; начальное пластовое давление - 25,0 МПа; отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков равно 3,0; толщина глинистой перемычки между пропластками - 4,5 м.
По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 85%. По результатам ПГИ (промысловых геофизических исследований) в нагнетательной скважине высокопроницаемый пропласток принимает 80% закачиваемой воды. По результатам исследований скважины на приемистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,0 МПа.
В нагнетательную скважину при давлении 8,5 МПа на устье закачивают ПГК и продавливают ее в пласт раствором комплексного ПАВ. Затем при давлении 7,5 МПа продавливают раствор ПАВ в пласт. После гелирования ПГК пускают скважину в работу. Высокопроницаемый пропласток стал принимать 60% закачиваемой воды.
Применение предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины в неоднородных пластах позволяет за счет перераспределения закачки воды между пропластками вовлекать в активную разработку низкопроницаемые пропластки, повышать темп разработки и нефтеотдачу залежи.
Источники информации
1. Патент Российской Федерации №2182645, Е21В 33/138, 2001 г.
2. Патент Российской Федерации №2148149, Е21В 33/138, 1998 г.