способ разработки неоднородных нефтяных пластов

Формула изобретения

1. Способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт изоляционного состава на основе нефтебитумного продукта, отличающийся тем, что в качестве изоляционного состава закачивают дисперсию портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте в количестве 5-65 мас.ч. портландцемента и водорастворимого полимера, взятых в массовом соотношении 1:(0,01-0,5), на 100 об.ч. указанной дисперсии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что параллельно или последовательно с указанной дисперсией закачивают водный раствор портландцемента в объемном соотношении (0,1-0,5):1 к указанной дисперсии.

Описание изобретения к патенту

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов по патенту РФ №2158824, кл. Е21В 43/22, 10.11.2000 г., включающий закачку в продуктивный пласт суспензии водорастворимого полимера в пластовой высокоминерализованной воде.

Недостатком метода является низкая эффективность вследствие деструкции полимера в высокоминерализованной дисперсионной среде и кольматации перфорационных отверстий нефтенасыщенных интервалов частицами частично гидролизованного полимера.

Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов (патент РФ №2186938, кл. Е21В 43/22, 33/138, 2002), включающий закачку в пласт изоляционного состава, содержащего природный битум, полученный внутрипластовым горением и содержащий до 10% воды и наполнитель - ксерогель.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность вследствие низкой устойчивости дисперсий аэросила или аэрогеля (используемых в качестве ксерогеля) в природном битуме в условиях обводненных высокопроницаемых пластов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки неоднородных нефтяных пластов (патент РФ №2140529, кл. Е21В 43/22, 1999), включающий закачку в пласт нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов или его растворов с химическими реагентами или полимерами или углеводородными растворителями, в качестве которых используют тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки, атактический пропилен, мел, сажа, эпоксидная смола, пластмасса, резина, сера и др.), порошкообразный полиакриламид, лигносульфонат, углеводородные растворители (отработанный абсорбент, изопропанол и др.), поверхностно-активные вещества (АФ9-(6-12), ОП-10, нефтяные сульфонаты и др.), алюмохлорид и др.

Недостатком известного способа является необходимость механо-химической активации раствора тонкоизмельченных материалов с нефтебитумным продуктом, что является необходимым условием эффективного применения состава. Процесс активации является сдерживающим фактором для реализации технологии, так как должен проводиться в энергонапряженных механизмах (например, планетарных мельницах), относящихся к опасным производственным объектам и не имеющих промышленного применения.

Целью предлагаемого способа является повышение эффективности способа разработки неоднородных нефтяных пластов на основе нефтебитумного продукта в условиях реальных неоднородных по проницаемости нефтяных пластов за счет усиления структурно-механических свойств закачиваемого в пласт состава.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки неоднородных нефтяных пластов, включающем закачку в пласт изоляционного состава на основе нефтебитумного продукта, в качестве изоляционного состава закачивают дисперсию портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте в количестве 5-65 мас.ч. портландцемента и водорастворимого полимера, взятых в массовом соотношении 1:(0,01-0,5) на 100 об.ч. указанной дисперсии.

Поставленная цель достигается также тем, что параллельно или последовательно с указанной дисперсией закачивают водный раствор портландцемента в объемном соотношении (0,1-0,5):1 к указанной дисперсии. При этом пластическая прочность образуемых составов составляет от 1,8 до 60,0 кПа.

Предлагаемый способ основан на способности высокомолекулярных компонентов нефтебитумного продукта в присутствии водорастворимых полимеров и гидравлического вяжущего - портландцемента в водонасыщенных интервалах образовывать органо-минеральные композиции, адсорбирующиеся на поверхности породы и обладающие высокими адгезионными и прочностными свойствами.

Из нефтенасыщенных зон дисперсия портландцемента и полимера в нефтебитумном продукте выносятся пластовой нефтью.

Для осуществления способа используют: технические продукты, выпускаемые промышленностью в больших объемах. Например, водорастворимые полимеры кислот акрилового ряда (ПАА по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, PDA-1020, CS-6, Пушер-500 и др.), водорастворимые эфиры целлюлозы марки Сульфацелл и др.

Суть изобретения заключается в следующем. В пласт через добывающую скважину закачивают дисперсию портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте в количестве 5-65 мас.ч. портландцемента и водорастворимого полимера, взятых в массовом соотношении 1:(0,01-0,5) на 100 об.ч. указанной дисперсии. В качестве наполнителей в состав при необходимости вводят дополнительно те же компоненты (химические реагенты, углеводородные растворители и др.), что и в способе по прототипу. Параллельно или последовательно с указанной дисперсией закачивают водный раствор портландцемента в объемном соотношении (0,1-0,5):1 к указанной дисперсии.

Пример 1

Лабораторные исследования по определению эффективности водоизоляции высокопроницаемых промытых зон пласта по предлагаемому способу проводили на послойно-неоднородных моделях нефтяного пласта, сечением 100 мм и длиной 2000 мм, состоящих из высокопроницаемой (1500-2000 мД) и низкопроницаемой (150-200 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.

Затем через модель последовательно осуществляли фильтрацию пластовой воды, модельной нефти и закачиваемой воды в количестве 5 поровых объемов (V_п) каждая. Моделировали условия, близкие к реальным для многопластовых нефтяных залежей, находящихся на поздней стадии разработки.

Далее закачивали изоляционный состав согласно изобретения в количестве 0,2V _п.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Как следует из таблицы 1, применение предлагаемого способа позволяет повысить коэффициент изоляции высокопроницаемых пропластков по сравнению с прототипом на 12-27% при снижении обводненности отбираемой жидкости на 59-93%.

Из приведенных в табл.1 данных следует также, что использование предлагаемого способа улучшает качество изоляции высокопроницаемых пропластков. Так давление прорыва жидкости по высокопроницаемому пропластку в опыте 1 составляет менее 1,7 МПа/м, а в опыте 3*-7* - 5,9-13,2 МПа/м при прочих равных условиях. Параллельная или последовательная закачка водного раствора портландцемента в объемном соотношении (0,1-0,5):1 к дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте повышает величину данного показателя до значений 6,7-15,0 МПа/м. Использование меньших (0,05:1) или больших (0,6:1) соотношений нецелесообразно ввиду отсутствия технологического эффекта от применения водного раствора портландцемента и более сильной кольматации низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

Пример 2

Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяли по приросту коэффициента нефтевытеснения на линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных к одному напорному контейнеру. На выходе моделей поддерживали давление, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации на уровне реальной пластовой (не более 1 м/сут). Использовали модели длиной 1,16-1,20 м, площадью поперечного сечения 1,00-1,35·10 ^-4 м², пористостью 0,29-0,33%, заполненные дезинтегрированным керном реальных месторождений.

Таблица 1
№ опыта	Состав	Концентрация реагентов, мас.%	Объемное соотношение водного раствора портландцемента и дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте	Последовательность закачки водного раствора портландцемента и дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте	Изолирующие свойства, %		Снижение обводненности	Давление прорыва, МПа/м.
					высокопроницаемый пропласток	низкопроницаемый пропласток
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Способ по прототипу
1	Нефтебитумный продукт
	Полимер	5	-	-	73	8	39	<1,7
	ИПВ (мех.-хим. акт.).	10
Предлагаемый способ
2	Нефтебитумный продукт		0,05:1	последовательная	82	2,6	55	5,7
	Полимер: портландцемент 0,01:1	5
3	Нефтебитумный продукт		-	-	85	2,5	59	5,9*
	Полимер: портландцемент 0,01:1	5	0,1:1	последовательная	87	2,3	65	6,7
4	Нефтебитумный продукт		-	-	89	2,3	67	9,6*
	Полимер: портландцемент 0,03:1	20	0,2:1	параллельная	91	2,2	69	10,0
5	Нефтебитумный продукт		-	-	92	2,1	75	10,3*
	Полимер: портландцемент 0,05:1	35	0,3:1	последовательная	95	2,0	79	10,8
6	Нефтебитумный продукт		-	-	97	1,7	83	12,4*
	Полимер: портландцемент 0,10:1	50	0,4:1	параллельная	99	1,6	86	13,5
7	Нефтебитумный продукт		-	-	99	1.3	88	13,2*
	Полимер: портландцемент 0,50:1	65	0,5:1	последовательная	100	1,2	93	15,0
8	Нефтебитумный продукт		0,6:1	последовательная	100	1,6	91	14,7
	Полимер: портландцемент 0,50:1	65
*) - закачка дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте без водного раствора портландцемента

Нефть, находящуюся в моделях, вытесняли водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводили дисперсию портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте (в количестве 5-65 мас.ч. портландцемента и водорастворимого полимера, взятых в массовом соотношении 1:(0,01-0,5), на 100 об.ч. указанной дисперсии) и водный раствор портландцемента (при обычно используемых В/Ц, например, 0,5) в объемном соотношении (0,1-0,5):1 к указанной дисперсии.

Закачку растворов производили одновременно или последовательно оторочками до выравнивания проводимости разнопроницаемых зон. Далее возобновляли закачку воды. Определяли прирост коэффициента нефтевытеснения как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявленного способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.

Результаты исследований приведены в табл.2.

По данным табл.2 видно, что применение предлагаемого способа при разработке нефтяных месторождений позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи на 21,8-29,0% по сравнению с известным способом.

Пример 3.

Обработали скважину, эксплуатирующую карбонатные отложения, залегающие на глубине 1264,2-1273,2 м. Дебит жидкости на момент реализации способа составил 16,0 м³/сут, нефти - 0,1 т/сут, обводненность - 99,4%.

В скважину закачали 13,6 м³ дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера, взятых в соотношении 1:0,06, и продавили 6 м ³ пластовой воды. Для приготовления композиции использовано 4,32 т портландцемента и 0,260 т водорастворимого полимера (полиакриламида).

Давление в начале закачки (Рн) составило 4,1 МПа, в конце продавки (Рк) - 8,6 МПа, что свидетельствует о размещении водоизоляционного состава в высокопроницаемой работающей трещиноватой зоне пласта (1264,2-1266,4 м).

Таблица 2
№№ п/п	Объемное соотношение водного раствора портландцемента и дисперсии портландцемента и водорастворимого полимера в нефтебитумном продукте	Способ закачки	Проницаемость моделей, составляющих пласт, мкм2 10-3	Прирост коэффициента нефтеизвлечения по сравнению с прототипом, %
1	0,1:1	одновременная/ последовательная	3547 2625	21,8/22,3
2	0,2:1	одновременная/ последовательная	3627 1329	25,4/25,0
3	0,3:1	одновременная/ последовательная	4193 1846	26,5/27,1
4	0,4:1	одновременная/ последовательная	1937 926	28,7/28,9
5	0,5:1	одновременная/ последовательная	2618 1274	29,0/28,5

Далее скважину закрыли на реагирование на 24 часа.

После истечения времени, необходимого для формирования в пласте изоляционного состава, скважину запустили в эксплуатацию. Параметры работы скважины по месяцам представлены в таблице 3.

Таблица 3
Месяц	Дебит нефти, т	Обводненность продукции скважины, %
1	10,56	34
2	10,24	36
3	9,12	43
4	8,8	45
5	8,48	47
6	8,32	48
7	7,68	52
8	7,2	55
9	4,96	69
10	4,48	72
11	4	75
12	3,68	77

Из таблицы следует в результате промыслового эксперимента достигнуто как ограничение водопритока из высокопроницаемых водонасыщенных участков пласта в результате их изоляции, так и увеличение продуктивности скважины по нефти на 3,5-10,5 тонн в сутки. За 12 месяцев работы скважины получена дополнительная добыча нефти в количестве 2589,6 тонн нефти.