СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
METHOD OF DEVELOPMENT FOR WET OIL STRATA WITH INHOMOGENEOUS PERMEABILITY

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес.% при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес.%. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы (см. Патент РФ №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.)
Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.
Известен способ извлечения остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта, включающий закачку мицеллярного раствора, содержащего водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ, углеводород и воду, с предварительной изоляцией высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц (см. Патент РФ №2138626, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.).
Недостатком известного способа является низкая технологичность вследствие многокомпонентности мицеллярного раствора, его низкой агрегативной устойчивости при изменении температур из-за содержания в нем воды, что создает трудности при использовании способа, особенно в зимнее время.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимер-дисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (см. Патент РФ №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).
Известный способ недостаточно эффективен для повышения нефтеотдачи пластов из-за использования раствора неионногенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением, слабыми солюбилизирующими свойствами и неспособностью образовывать микроэмульсионную фазу на границе с нефтью. Кроме того, раствор НПАВ может потерять свою стабильность из-за чувствительности к изменению температуры (на поверхности и в пласте), к тому же наблюдается пенообразование при смешении раствора НПАВ с водой, что затрудняет процесс реализации способа.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента, где в качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, окси-этилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16, спиртосодер-жащий растворитель и воду (см. Патент РФ №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).
Известный способ не технологичен в связи с чувствительностью раствора ПАВ к температурным колебаниям и высокой вязкостью в зимнее время, а также сложностью использования способа из-за последовательно-чередующейся закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии в несколько циклов.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов за счет комплексного воздействия на пласт, заключающегося в повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных зон и, тем самым, увеличения охвата пласта воздействием и достижения более полного отмыва нефти из коллектора и, в конечном итоге, увеличения нефтеотдачи пласта при одновременном достижении технологичности способа и использования его при отрицательных температурах с исключением нежелательного пенообразования.
Поставленная задача решается путем создания способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающего последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, где в качестве указанного раствора используют смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ - 2-35;
углеводородный растворитель - остальное,
причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины определяют исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 часов.
Для приготовления водной системы водорастворимого полимера и глины используют водорастворимые порошкообразные полимеры:
- полиакриламид (ПАА) отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, импортный DP 9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175, DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008;
- полиэтиленоксид (ПОЭ) по ТУ 6-58-341-89;
эфиры целлюлозы:
- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) марки Cellosize QP100 МH; Netrosol 250-HHR-P;
- гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 6-55201-1407-95, ТУ 2231-013-329574-39-01 с изм.1-7.
В качестве глины используют:
- глинопорошки для буровых растворов по ТУ 39-043-74, ТУ 39-01-08058-81 или ОСТ 39-202-86;
- техническую глину по ГОСТ 24902-81;
- карьерную глину, хорошо распускаемую в воде.
В качестве сульфированного АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например. С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84, или эмульгаторы, например эмульсолы СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;
- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;
- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США).
В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
В качестве НПАВ используют:
- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;
- неонолы а-12, а-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе а-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;
- Эмульгатор Ялан Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе, по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм. 1;
- Эмульгатор Ялан Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидоаминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях, по ТУ 2458-001-22650721-2009;
- Эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий, по ТУ 2484-007-57412574-01;
- Эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе, по ТУ 2413-048-48482528-98;
- Эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, по ТУ 2458-057-17197708-01;
- и другие, или их смеси.
В качестве углеводородного растворителя используют:
- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;
- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафиноолефиновых углеводородов, тяжелых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;
- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;
- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессах нефте- и сланцепереработки;
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;
- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;
- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;
- фракцию гексановую по ТУ 2411-032-0576680-95;
- фракцию широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-93;
- фракцию ароматических углеводородов - толуольную фракцию по ТУ 38.103579-85;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89 - отход производства этилена, и другие, а также их смеси.
Раствор ПАВ в углеводородном растворителе готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Композиция стабильна при температурах от -50°С до +30°С в течение длительного времени.
Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого полимера и глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Для дозировки реагентов используют шнековый дозатор. Дозировку реагентов для получения необходимой концентрации их в полимер-глинистой системе рассчитывают по формуле:
X=Q·ρ·С/100,
где: Х - расход глинопорошка и порошкообразного полимера, кг/ч;
Q - производительность насосного агрегата, м /ч;
3
ρ - плотность воды, на которой готовится система, кг/м;
С - концентрация глинопорошка и порошкообразного полимера в системе, %.
Концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины, определяемые исходя из приемистости нагнетательной скважины, приведены в таблице 1. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, полиэтиленоксид, оксиэтилцеллюлозу и гидроксиэтилцеллюлозу, а в качестве глины - глинопорошок (ГП).
Таблица 1
Приемистость скважины при рабочем давлении на водоводе, м<sup>3</sup>/сут
Массовая доля компонентов в полимер-глинистой системе, %
Объем закачиваемой полимер-глинистой системы, м<sup>3</sup>
ГП
Полимер
ПАА
ПОЭ
ОЭЦ
ГЭЦ
250-400
1,0-5,0
0,005-0,025
0,005-0,015
0,03-0,05
0,03-0,05
100-400
300-500
3,0-7,0
0,01-0,05
0,01-0,05
0,05-0,1
0,05-0,1
200-600
Более 500
5,0-10,0
0,03-0,13
0,03-0,1
0,1-0,3
0,1-0,3
300-800
Приготовленные растворы ПАВ в углеводородном растворителе испытывают на пенообразование и определяют вязкость и температуру застывания. Физико-химические свойства составов приведены в таблице 2.
Как видно из данных таблицы, предлагаемые растворы ПАВ в углеводородном растворителе по сравнению с известным имеют более низкие значения вязкости и температуры застывания, а также не образуют пену.
Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков модели пласта и по приросту коэффициента нефтевытеснения. Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически не связанными пропластками. Последние представляют собой трубки длиной 0,4 м и диаметром 0,018 м, заполненные молотым песком и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой. Далее вводят оторочки реагентов, после чего вновь прокачивают воду. Результаты исследований приведены в таблице 3.
Пример 1 (заявляемый).
В модель заводненного неоднородного пласта закачивают водную систему водорастворимого полимера и глины, содержащую водный раствор 0,0075%-ного полиакриламида и 2,0%-ного глинопорошка в количестве 0,3 порового объема (ПО) пласта, продавливают ее в пласт водой и выдерживают в течение 12 часов. Далее в модель вводят раствор смеси ПАВ в углеводородном растворителе, содержащий 2,0 г НС с эквивалентной массой 480 и 8 г Неонола АФ9-12, растворенных в 90 г смеси Абсорбента и Абсорбента Н (объемное соотношение 1:2) - состав №2 из таблицы 2, в количестве 0,05 ПО, которую вытесняют водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 23,8% (см.таблицу 3, пример 1).
Примеры 2-3 проводят аналогично примеру 1.
Пример 4 (прототип).
В модель пласта закачивают водный раствор полиакриламида 0,05%-ной концентрации и глинистую суспензию 2,0%-ной концентрации в виде трех одинаковых циклов объемом 0,1 ПО каждый. Затем закачивают раствор ПАВ, содержащий 2,65 г синтетического сульфоната-алкилбензолсульфоната натрия с эквивалентной массой 360, 2,25 г Неонола АФ9-12, 1,0 г изобутилового спирта и 94,1 г воды с последующим вытеснением ее водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 22,1% (см. таблицу 3, пример 4).
Из приведенных в таблице данных видно, что предлагаемый способ более эффективен при разработке неоднородных по проницаемости обводненных пластов по сравнению с известным способом.
Технологию в промысловых условиях осуществляют следующим образом.
По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки полимер-глинистой системы и раствора ПАВ. Определяют текущую приемистость скважины закачкой минерализованной воды на трех режимах работы насосного агрегата. Приготовление водной системы водорастворимого полимера и глины осуществляют в промежуточной емкости при следующем соотношении компонентов:
водорастворимый полимер, %, в пределах
0,005-0,130
глинопорошок, в пределах
1,0-10,0
вода
остальное.
Приготовленную водную систему водорастворимого полимера и глины в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины и продавливают в пласт.
Закачку проводят при оптимальной концентрации реагентов и давлении, не превышающем 95% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. После закачки запланированного объема водной системы водорастворимого полимера и глины ее продавливают в пласт закачиваемой водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. После окончания продавки указанной системы к закачке композиции ПАВ приступают через 12-24 часа. Соотношение закачиваемых водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора ПАВ в углеводородном растворителе составляет (1,5-60,0):1 соответственно.
Раствор ПАВ в углеводородном растворителе закачивают в пласт при помощи насосного агрегата. Закачку следует проводить при давлении, не превышающем допустимое давление для данной скважины. Давление в процессе закачки контролируют манометрами, установленными на насосном агрегате и межтрубном пространстве скважины. После окончания процесса закачки расчетного объема раствора ПАВ осуществляют его продавку в пласт водой.
Пример использования предлагаемого способа в промысловых условиях
2
3
3
3
3
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и 4 добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,4-1,0 мкм, нефтенасыщенностью 66,5%, пористостью 20,7%, нефтенасыщенная толщина пласта составляет 13 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину - 2,6 т/сутки (0,2-9,8 т/сутки), средняя обводненность добываемой жидкости 95%. Плотность закачиваемой воды в скважину составляет 1060 кг/м. Приемистость нагнетательной скважины - 350 м/сут при давлении 3,0 МПа. Концентрацию бентонитового глинопорошка и порошка водорастворимого полимера определяют исходя из приемистости нагнетательной скважины. Объем закачиваемой полимер-глинистой системы составляет 500 м (водорастворимый ПАА с концентрацией 0,04% и бентонитовый порошок с концентрацией 6,5%, вода с минерализацией 1060 кг/м). Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого ПАА и бентонитового глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Затем приготовленную Указанную систему в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне НКТ нагнетательной скважины и продавливают в пласт водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. Давление закачки составляет - 3,0-5,0 МПа. Затем скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 24 часов.
3
3
После закачки водной системы водорастворимого полимера и глины закачивают раствор ПАВ в углеводородном растворителе - состав №2 из таблицы 2 объемом 20 м. Затем осуществляют его продавку в пласт закачиваемой водой. Определяют приемистость после закачки композиции ПАВ (96 м/сут при давлении закачки 15,0 МПа). Далее проводят заключительные работы на скважине. В результате обводненность нефти снизилась с 95% до 70%. Дополнительная добыча нефти по участку составила 3350 т.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, блокирования высокопроницаемых зон водной системой водорастворимого полимера и глины и повышения эффективности охвата пласта воздействием, снижения обводненности добываемой продукции скважин. Кроме того, данное техническое решение позволяет расширить технологические возможности способа, позволяя использовать его в условиях отрицательных температур, и исключить нежелательный процесс пенообразования.