Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта
METHOD FOR DEVELOPMENT OF FLOODED OIL RESERVOIR WITH NON-UNIFORM PERMEABILITY

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными терригенными и трещиноватыми карбонатными нефтяными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2431741, МПК Е 21 В 43/22, опубл. 20.10.2011 г. в бюл. № 29) включающий закачку в пласт водного раствора следующего состава, в мас. %: полиакриламид (ПАА) 0,3-1,0, ацетат хрома (АХ) 0,03-0,1, оксид цинка (ОЦ) 0,03-0,1, при этом ПАА и АХ смешивают в соотношении близком 10:1.
Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2541973 МПК Е 21 В 43/22, С 09 К 8/584, опубл. 20.02.2015 г. в бюл. № 5), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния, микроармирующего волокна, при следующей концентрации компонентов в растворе, масс.%:
ПАА
0,3-1,0,
ацетат хрома
0,03-0,1,
оксид магния
0,015-0,07,
указанное волокно
0,1-0,5
вода
остальное
Недостатком способа является низкое фильтрационное сопротивление образующихся сшитых полимерных систем, которые быстрее разрушаются  из-за не равномерного распределения крупных армирующих волокон, необходимость предварительно обрабатывать волокно 1-5 % раствором ПАВ, продолжительная технологическая пауза.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (патент RU № 2382185, МПК Е 21 В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 5), включающий по одному из вариантов закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла (МgO) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,5–1,0
гуар
0,1–0,2
ацетат хрома
0,04–0,1
оксид магния
0,02–0,05
вода
остальное
Недостатком способа является низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов с ростом проницаемостной неоднородности. В результате повышения перепада давления при фильтрации жидкости в неоднородных пластах эффективность фильтрационного сопротивления снижается из-за низкой структурной прочности образующихся сшитых полимерных систем.
Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем создания повышенного фильтрационного сопротивления закачкой усиленного гелеобразующего состава и расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, гуара, ацетата хрома и оксида металла.
Новым является то, что перед закачкой гелеобразующего состава в пласт определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, дисперсия дополнительно содержит древесную муку, а в качестве оксида металла содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,6-0,8
гуар
0,1-0,2
ацетат хрома
0,04-0,08
оксид цинка
0,04-0,06
древесная мука
0,01-0,2
вода
остальное,
3
при приемистости скважины меньше 250 м³/сут закачивают древесную муку 0,01–0,05 мас. %, при приемистости скважины 250–400 м/сут закачивают древесную муку 0,05–0,1 мас. %, при приемистости скважины больше 400 м³/сут закачивают древесную муку 0,1 % – 0,2 мас. %.
Для приготовления гелеобразующего состава используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.
Для приготовления гелеобразующего состава используют полиакриламид (ПАА) по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2 или его аналоги, гуар (Г) по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изм.№1-6. В качестве оксида двухвалентного металла - оксид цинка (OЦ), Белила цинковые БЦОМ ГОСТ 202-84. В качестве наполнителя используют древесную муку (ДМ) по ГОСТ 16362-86.
Сущность изобретения
С переходом на позднюю стадию разработки нефтяных залежей и с увеличением обводненности продукции большинства объектов проблема водоограничения нефтяных пластов становится актуальной. Одним из способов водоограничения пластов является создание в пласте водонепроницаемого экрана из сшитых полимерных систем (СПС). В пласт закачивают гелеобразующий полимерный раствор со сшивателем, в процессе сшивки образуется неподвижная сетчатая структура, которая закупоривает промытые водой зоны пласта, и поступление воды в эту зону прекращается.
Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи пласта определяется прочностью гелей, т.е. прочностью сетки, образованной полимерным раствором и сшивателем. На прочность сшитой полимерной системы в первую очередь влияют физико-химические характеристики полимера, такие как молекулярная масса и степень гидролиза, которые задаются в процессе получения полимера и на которые уже нельзя повлиять. Также на прочность полимерной сетки влияет используемый сшиватель. В данном случае комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида металла. Использование в качестве оксида металла оксида цинка имеет ряд преимуществ перед оксидом магния как в известном способе. Магний, согласно, положению в ряду напряжений металлов, обладают в водных растворах большей способностью к окислительно-восстановительным взаимодействиям, чем цинк. В силу большей активности ионов магния образование сшитой системы в присутствии оксида магния в композиции с ацетатом хрома происходит быстрее, но и разрушение СПС начинается раньше в отличие от СПС, полученных с использованием оксида цинка. Время гелеобразования, т.е. получения сшитой полимерной системы в промысловых условиях не должно превышать время смешения и закачки гелеобразующего состава. Если не соблюдается это условие, то может начаться процесс гелеобразования в стволе скважины и может возникнуть аварийная ситуация в процессе реализации способа на скважине. В условиях, когда необходимо закачать большие объемы гелеобразующего состава, или в условиях низкой приемистости скважины важно, чтобы время гелеобразования состава было существенно выше времени закачки оторочки гелеобразующего состава. Поэтому рекомендуется использовать оксид цинка в качестве сшивателя, у которого более длительный индукционный период (время сшивки) гелеобразования.
Для увеличения прочности сшитой полимерной системы в исходный раствор добавляют небольшое количество древесной муки. Древесная мука представляет собой мелкодисперсную смесь с частицами небольших размеров, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Древесная мука - доступный и дешевый продукт, который получают из сырья, которым может служить щепа, опилки, стружка и в последние годы стебли растений, солома, ореховые перегородки. С точки зрения экологии древесная мука естественным образом разлагается в отличие от различных синтетических волокон.
Древесная мука равномерно распределяется во всем объеме гелеобразующего раствора, приобретающего сетчатую структуру в процессе сшивки комплексным сшивателем, и придает дополнительную прочность системе. В пористой среде прочность сетки характеризуется величиной начального напряжения сдвига, ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует. Благодаря высокой сдвиговой прочности гелеобразующий состав способен выдерживать напор пластовой воды из водонасыщенного пласта, и тем самым, ограничить приток воды, в результате снижается обводненность добываемой продукции, увеличивается добыча нефти, повышается эффективность способа разработки неоднородных пластов.
В результате снижения притока воды в скважину уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты.
Гелеобразующий раствор получают в поверхностных условиях смешением в закачиваемой воде полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя и древесной муки. Комплексный сшиватель состоит из ацетата хрома и оксида цинка.
Затем гелеобразующий раствор закачивают в скважину. Первоначально гелеобразующий раствор имеет невысокую исходную вязкость и поэтому легко проникает в пласт, в первую очередь, в высокопроницаемую зону пласта, откуда происходит приток воды в скважину. После закачки раствора в пласт скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью до двух суток.
За время технологической паузы полимерный раствор полиакриламида и гуара под действием комплексного сшивателя начинает сшиваться, и со временем образуется сшитая неподвижная система, в которой распределены частицы древесной муки, которые дополнительно структурируют систему и, тем самым увеличивают ее сдвиговую прочность.
В отличие от армирующих волокон, длина которых имеет размеры от 3 до 100 мм, древесная мука по внешнему виду представляет собой тонкодисперсный порошок с размером частиц, максимальная величина которых не превышает 1,2 мм. Поэтому при приготовлении гелеобразующего раствора для закачки по предлагаемому способу образуется дисперсия в воде полиакриламида, гуара, оксида цинка, в которой равномерно распределяется древесная мука во всем объеме. Равномерность распределения древесной муки повышается, если предварительно смешать в бункере все сухие компоненты (ПАА, гуар, ОЦ, ДМ) и после этого дозировать смесь в воду. Кроме этого, отпадает необходимость в дополнительной обработке реагента дорогостоящими растворами ПАВ для придания гидрофильности, что ведет к сокращению материальных затрат.
Полисахарид гуар повышает стабильность системы, дополнительно удерживая во взвешенном состоянии частицы древесной муки.
3
3
Оптимальная концентрация древесной муки в составе гелеобразующего раствора для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для водоограничения в добывающей скважине должна находится в диапазоне 0,01–0,2 мас. %. Поскольку древесная мука не растворима в воде, с увеличением ее концентрации будет увеличиваться фильтрационное сопротивление при закачке раствора в пласт. Поэтому перед закачкой гелеобразующего состава в пласт для того, чтобы подобрать оптимальную концентрацию древесной муки, определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины. При приемистости скважины меньше 250 м/сут закачивают гелеобразующий состав с концентрацией древесной муки равной 0,01-0,05 мас. %, при приемистости скважины 250–400 м³/сут закачивают гелеобразующий состав с концентрацией древесной муки, равной 0,05-0,1 мас. %, а при проведении водоизоляционных работ в трещиноватых пластах с высокой приемистостью скважины больше 400 м/сут концентрация древесной муки составляет 0,1-0,2 мас. %.
3
2
3
2
3
2
Повышение эффективности нефтеизвлечения из неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта за счет закачки гелеобразующего состава, обладающего повышенным фильтрационным сопротивлением, оценивали на моделях пласта. В таблице представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемому и известному способу с использованием лабораторной установки ПИК-ОФС (ЗАО «Геологика) при строго одинаковой объемной подаче (1 см/мин) жидкости. Использовали стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. С целью расширения области применения данного способа разработки неоднородного пласта лабораторные эксперименты проводили в различных геолого-физических условиях. Проницаемость этих кернов выбирали исходя из соответствия реальным пластовым условиям. Керны с проницаемостью менее 500 мкм имитировали скважины с приемистостью меньше 250 м/сут, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,01 – 0,05 мас. %; с проницаемостью 500-700 мкм – скважины с приемистостью 250 м/сут – 400 м³/сут, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,05–0,1 мас. %; с проницаемостью более 700 мкм – скважины с приемистостью больше 400 м³/сут в трещиноватых пластах, в которые закачивали гелеобразующий состав с добавлением древесной муки с концентрацией 0,1 – 0,2 мас. %.
После закачки гелеобразующего раствора в керн установку останавливали на технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток.
Проницаемость и пористость кернов имели близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленными на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче. Также в таблице приведена кратность превышения ОФС предлагаемого способа относительно прототипа для разных составов.
Как видно из таблицы, предлагаемый способ по указанному параметру превышает известный способ в 1,3 – 9,5 раза в зависимости от концентрации ПАА. Закачка усиленного гелеобразующего состава с учетом проницаемостной неоднородности ведет к повышению фильтрационного сопротивления в пласте, к снижению притока воды в скважину и к повышению эффективности вытеснения нефти.
Поскольку минимальное превышение ОФС, равное 1,3, наблюдается у состава с концентрацией ПАА 0,6 % по массе делается вывод о том, что минимальная концентрация полиакриламида в составе не должна быть ниже 0,6 мас. %. Поэтому не рекомендуется снижать концентрацию ПАА в гелеобразующем растворе ниже 0,6 мас. %. Выше 1 мас. % концентрацию поднимать также не рекомендуется по экономическим соображениям, также еще потому, что вязкость полимерного раствора сильно возрастает и могут возникнуть осложнения при закачке гелеобразующего раствора.
Пример конкретного выполнения.
Вариант предлагаемого способа осуществлялся с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину:
- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;
- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;
3
- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги. Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1049-1100 м, мощность пластов 3-5 м, пластовое давление 9,4 МПа, обводненность 98 %, приемистость скважины не менее 200 м/сут.
Вариант предлагаемого способа реализовали через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:
- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98 %;
3
- дебит жидкости не менее 8 м/сут;
- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;
3
Приемистость скважины равна 260 м/сут.
3
3
3
Закачали расчетный объем оторочки закачиваемого гелеобразующего раствора. Плотность воды, на которой готовился раствор, - 1200 кг/м. Для приготовления 1 м рабочего раствора с концентрациями: ПАА – 0,7 % мас., Гуара – 0,2 %, АХ – 0,06 % мас., оксид цинка (ZnО) – 0,05 % мас., древесной муки (ДМ) – 0,05 %, воды – 98,94 % мас. необходимый расход реагентов составляет: ПАА – 8,4 кг, Гуара – 2,4 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50 % мас. основного вещества) – 1,44 кг, ZnО – 0,6 кг, древесной муки 0,6 кг и воды 0,989 м.
3
Составы готовили непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имели начальную вязкость 36-65 мПа·с. Продавливали состав в пласт в объеме, обеспечивающим его полное вытеснение из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) + 0,5-1 м. После этого осуществляли технологическую паузу продолжительностью не более 2 суток. После этого возобновляли работу скважины.
Вариант осуществления способа через нагнетательную скважину аналогичен вышеописанному, отличается только большими объемами закачиваемого состава.
Предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта повышает эффективность нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока в скважину путем создания повышенного фильтрационного сопротивления закачкой усиленного гелеобразующего состава и расширяет технологические возможности способа.
Результаты фильтрационных опытов на девонских кернах
Параметры
Единицы измерения
Составы гелеобразующих растворов по известному и предлагаемому способам, мас. %
ПАА-0,8,Г-0,2,ZnO -0,06,АХ-0,08, ДМ-0,2,Вода-остальное
ПАА-0,7,Г-0,15, ZnO -0,05,АХ-0,06, ДМ-0,15,Вода-остальное
ПАА-0,6,Г-0,1, ZnO -0,04,АХ-0,04, ДМ-0,1,Вода-остальное
ПАА-0,7,Г-0,2,ZnO-0,05,АХ-0,06, ДМ-0,05,Вода-остальное
ПАА-0,6,Г-0,15,ZnО-0,04, АХ-0,04, ДМ-0,08,Вода-остальное
ПАА-0,8, Г-0,1,ZnO -0,06,АХ-0,08, ДМ-0,1,Вода-остальное
ПАА-0,8,Г-0,2,ZnO -0,06,АХ-0,08, ДМ-0,05,Вода-остальное
ПАА-0,7,Г-0,15,ZnO -0,05,АХ-0,06, ДМ-0,03,Вода-остальное
ПАА-0,6,Г-0,1,ZnO -0,04,АХ-0,04, ДМ-0,01,Вода-остальное
Прототип
ПАА-0,8 ZnO - 0,07,АХ 0,07, Вода-остальное
ПАА-0,8, Г-0,2,MgO-0,05, АХ-0,06,Вода-остальное
Номер опыта
1
2
3
4
5
6
7
8
9
11
12
Плотность воды
г/см<sup>3</sup>
1,16
1,16
1,16
0,998
1,16
1,16
1,16
0,998
1,16
1,12
1,16
Расход жидкостей
см<sup>3</sup>/мин
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Проницаемость
мкм<sup>2</sup>
0,805
0,732
0,707
0,658
0,617
0,550
0,482
0,503
0,500
0,525
0,538
Пористость
%
21,3
22,3
24,0
20,2
19,6
20,4
21,7
22,2
22,3
23,0
23,6
Содержание св. воды
%
5,7
6,3
8,0
2,9
6,7
6,2
4,0
7,4
8,0
12,0
12,1
Рсредн. 1 этап Рн
МПа
0,623
5,54
0,314
6,37
7,68
0,83
0,650
0,69
0,43
0,911
1,012
Рсредн. 2 этап Рв
МПа
0,24
0,646
0,257
0,806
2,39
0,30
0,29
0,358
0,38
0,212
0,179
Рсредн. 3 этап Рр
МПа
52,34
88,92
20,4
21,76
151,79
48,19
56,61
12,72
31,49
19,357
11,259
Рсредн. 4 этап Р'в
МПа
230,21
319,83
109,1,
206,86
305,59
231,2
221,24
173,98
247,0
1,669
17,586
Рсредн. 5этап↓Р'в
МПа
62,07
25,44
15,49
30,30
47,47
81,79
32,06
147,2
9,92
9,086
16,092
ФС
б/р
211,9
137,64
79,3
26,99
63,54
163,37
191,23
35,53
82,21
7,89
62,97
ОФС
б/р
932,0
495,09
424,5
256,65
127,92
783,71
747,43
485,98
644,91
91,52
98,36
Кратность превышения ОФС
9,5
5,03
4,3
2,06
1,3
7,97
7,06
4,94
6,56
Коэффициент вытеснения нефти
%
80,5
79,6
84,5
88,3
78.5
89,6
90,2
83,4
82,05
45,3
77,57
Приемистость, м³/сут
б/р
420
450
410
260
350
400
220
230
245
-