Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
METHOD FOR DEVELOPMENT OF INHOMOGENEOUS OIL FORMATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта, а именно увеличению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.
Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии сшитого полиакриламида (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении компонентов от 1:1 до 2:98 (патент РФ №2175383, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.2001 г.).
Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за невысоких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель, где в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил - 175 при концентрациях 0,1-1,0% (патент РФ №2256785, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2005 г.).
Недостатком способа является низкая эффективность в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении и невысокой прочности образующегося геля.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта путем выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 2001 г.). В пласт закачивают изолирующий состав, включающий полимер (ПАА или КМЦ), сшиватель и воду. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель. После закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью до 10 сут.
Недостатками данного способа являются:
- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;
- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;
- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
6
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅10 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95%, наполнитель, в т.ч. минеральный (цеолит), сшиватель - ацетата хрома, затем -дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенногр ПАВ - оксиэтилированного алкилфенола с массовой долей присоединения окиси этилена 70%, при объемном отношении композиции и оторочки в т.ч. 1:1, технологическую выдержку с достижением сдвиговой прочности и прироста коэффициента вытеснения нефти, имеющих совпадающие значения с заявленным способом (патент RU №2610961, МПК Е21В 43/12, С09К 8/508, Е21В 43/22, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5). В качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы.
Недостатком данного способа является невозможность глубокой обработки пласта. При закачке твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки, или цеолитсодержащей породы в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство.
Также к недостаткам относится:
- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за невысокой прочности полученных составов, полученный гель будет подвергаться быстрому разрушению. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой;
- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением;
- низкая эффективность способа в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах из-за низких значений фильтрационного сопротивления. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.
Технической задачей изобретения является снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширению технологических возможностей способа.
6
Техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водную дисперсию полиакриламида - ПАА с молекулярной массой не менее 5⋅10 D и степенью гидролиза 5-20% и натриевую соль полианионной целлюлозы - ПАЦ, наполнитель, сшиватель - ацетат хрома, затем - дополнительно закачку оторочки смеси, содержащей водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ - окиэтилированного алкилфенола с массовой долей окиси этилена 70%, технологическую выдержку для гелеобразования.
3
Новым является то, что используют в качестве наполнителя алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, ПАЦ - со степенью замещения 95% высоковязкую при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,0, высоковязкая ПАЦ - ВПАЦ - 0,05, ацетат хрома -0,035-0,105, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6, вода - остальное, причем массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1, водная оторочка смеси содержит в качестве НПАВ - указанного оксиэтилированного алкилфенола оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 12 и дополнительно - ПАА и изопропиловый спирт - ИПС при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА - 0,1-0,15, ИПС - 0,5-2,0, указанное НПАВ - 0,3-0,5, вода - остальное, при этом указанные композицию и оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12, продавливают в пласт водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 5 суток.
Для приготовления гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора используют следующие реагенты:
6
- ПАА Представляет собой полимер акрилового ряда с молекулярной массой не менее 5⋅10 D и степенью гидролиза от 5% до 20%, образующий однородный раствор при растворении в воде любой минерализации;
3
- высоковязкая ПАЦ представляет собой натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 95, массовая доля основного вещества в сухом продукте не менее 90%, растворимость в пресной воде - не менее 99%, в воде с минерализацией 180 г/дм - не менее 60%, динамическая вязкость 0,3%-ного раствора, приготовленного в пресной воде, не менее 10 мПа⋅с;
- ацетат хрома представляет водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45%;
3
3
- наполнитель представляет собой алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 с размером частиц 0,1-0,6 мм, насыпная плотность - 350-430 кг/м, истинная плотность - 650-800 кг/м (ТУ 5717-001-11843486-2004);
- в качестве водорастворимого неионогенного ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ) со степенью оксиэтилирования 12, с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, с температурой застывания 13-17°С;
- изопропиловый спирт (ИПС), выпускаемый по ГОСТ 9805-84.
3
3
В качестве воды для приготовления композиций используется техническая пресная или вода с минерализацией от 0,15 г/дм до 300 г/дм.
Сущность предлагаемого способа обусловлена следующим. При разработке неоднородного нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, содержащей ПАА, ВПАЦ, ацетат хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 и воду, и оторочки смеси водного раствора, содержащего ПАА, ОАФ и ИПС. Закачку указанных композиции и оторочки смеси водного раствора производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.
Гелеобразующую композицию готовят следующим образом. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), через струйный насос (эжектор) дозируют в виде порошка ПАА с концентрацией 0,3-1,0 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005-0,6 мас. %. При смешивании указанных реагентов с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, например, с помощью дозировочного насоса дозируют водный раствор ацетата хрома с конечной концентрацией в закачиваемом составе 0,035-0,105 мас. %. Массовое соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Полученную гелеобразующую композицию закачивают в скважину. После закачки гелеобразующей композиции осуществляют закачку оторочки смеси водного раствора. В воду, поступающую по водоводу с КНС, через струйный насос (эжектор) дозируют ПАА в виде порошка с концентрацией 0,1-0,15 мас. %. При смешивании ПАА с водой образуется дисперсия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, с помощью дозировочных насосов дозируют одновременно ОАФ с концентрацией 0,3-0,5 мас. % и изопропиловый спирт 0,5-2,0 мас. % в закачиваемую смесь. Гелеобразующую композицию и указанную оторочку смеси водного раствора закачивают в объемном соотношении от 1:1 до 1:12. В процессе приготовления и закачки осуществляют контроль за качеством получаемых указанных композиций и смеси водного раствора.
3
По окончании закачки запланированных объемов закачек указанной гелеобразующей композиции и указанной оторочки смеси водного раствора, продавливают в пласт водой с КНС в объеме 10-20 м. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью до 5 суток. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.
-1
В лабораторных условиях прочностные свойства гелеобразующих композиций оценивали значением сдвиговой прочности при скорости сдвига 6,5 с измерением на ротационном вискозиметре Rheomat Mettler Toledo RM 180. На фиг. 1 представлена таблица с результатами исследований сдвиговой прочности гелеобразующей композиции.
Из представленных результатов видно, что составы (опыты 4-12, фиг. 1), содержащие водную дисперсию ПАА, ВПАЦ, ацетата хрома, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500, обладают высокими прочностными свойствами. Сдвиговая прочность гелей с применением АСПМ-500 (опыты 7-9, фиг. 1) увеличилась в 1,2-2,1 раза по сравнению с прототипом (опыт 16, фиг. 1).
При использовании ПАА с концентрацией менее 0,3 мас. % прочность незначительно отличается от прототипа (опыты 14, 15, фиг. 1), а повышение концентрации ПАА более 1,0% нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и композиции (опыт 13, фиг. 1).
Закачка в пласт гелеобразующей композиции способствует формированию межмолекулярных сшивок, позволяющих управлять прочностью (опыты 4-12, фиг. 1).
При закачке гелеобразующей композиции в продуктивный пласт происходит блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта за счет увеличения остаточного фактора сопротивления с последующим перераспределением закачиваемой следом оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС, в менее промытые интервалы пласта, что способствует увеличению нефтевытесняющей способности закачиваемой смеси водного раствора за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта и в конечном итоге, за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных пропластков повышается коэффициент нефтеотдачи.
2
3
Эффективность предлагаемого способа и прототипа в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 5,3 см, заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду, которую затем замещали нефтью плотностью 0,890 г/см. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали в модель пласта гелеобразующую композицию, содержащую ПАА, ВПАЦ, АСПМ-500 и ацетат хрома, после закачивали оторочку смеси водного раствора, содержащую ПАА, ОАФ и ИПС.Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляло от 1:1 до 1:12. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку до 5 суток. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли остаточный фактор сопротивления. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.
На фиг. 2 представлена таблица с результатами по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке гелеобразующей композиции и оторочки смеси водного раствора, содержащей ПАА, ОАФ и ИПС.
3
Пример. В модель пласта закачивают гелеобразующую композицию, содержащую ПАА с концентрацией 0,3 мас. %, ВПАЦ - 0,05 мас. %, ацетат хрома - 0,035 мас. %, алюмосиликатные полые микросферы АСПМ-500 - 0,005 мас. %, вода - 99,61 мас. %. Объемное соотношение полимеров ПАА и ВПАЦ к ацетату хрома составляет 10:1. Затем закачивают смесь водного раствора с концентрацией ПАА 0,1 мас. %, ОАФ - 0,3 мас. %, ИПС - 0,5 мас. %, вода - 99,1 мас. %. Объемное соотношение гелеобразующей композиции к оторочке смеси водного раствора составляет 1:1. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 5 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 235 г/дм путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 3,1%, а ОФС - 96,5 (опыт 2, фиг. 2).
Как видно из таблицы (опыты 2-10, 13-26, фиг. 2), ОФС по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта возрастает в 2,8 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2). Исследования прототипа проведены заявителем самостоятельно. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 1,4-1,7 раза по сравнению с прототипом (опыты 27-29, фиг. 2).
Технический результат предлагаемого способа заключается в снижении проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, повышения прочностных свойств закачиваемых гелеобразующих композиций, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием и увеличению нефтеотдачи пластов, что позволяет расширить технологические возможности способа.