способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп

Формула изобретения

Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси из бентонитового глинопорошка модифицированного с кварцевым песком с их соотношением от 10:1 до 1:2 и содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Предложенный способ обеспечивает равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи, для неоднородных нефтяных пластов с наличием каналов (трещин) с низкими фильтрационными сопротивлениями и ограничение добычи попутно добываемой воды.

Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US № 2007/0267191, 27.11.2007, 6 с.) включающий закачку водного(с концентрацией до 0.3%) раствора полимера - полиакриламида, как линейного так и со сшивателем в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.

Наиболее близким техническим решением, взятым за аналог и прототип, является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (Патент РФ № 2398102, 2010 г.), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют в начале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полимера-полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида (0.005 мас%) с вязкостью (0.55 сП) на 10% большей вязкости пластовой воды (0.5 сП), в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.

Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, является более эффективным для повышения нефтеотдачи пластов, чем прототип.

Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси из бентонитового глинопорошка модифицированного с кварцевым песком, их соотношением от 10:1 до соотношения 1:2. и содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакрила-мида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения (СПГКС).

Для модифицирования бентонитового глинопорошка используют химические реагенты Na₂CO₃, М-14 ВВ, метас. Степень гидролиза поликриламида составляет 5-15%. В качестве сшивающего агента, вводимого в смесь используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88, кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.

Технический результат для различных концентраций смеси и компонентов смеси с водой приведены в таблицах № 1, 2.

Таблица № 1
СПГКС, %	Вода, %	Динамическая вязкость, МПа·с	Набухаемость*, %
3	97	300	30
5	95	700	50
10	90	1900	95

Таблица № 2
ПАА, %	Сшиватель, %	ГП, % (соотношение к песку)	КП, % (соотношение к глине)	Вода, %	Динамическая вязкость, МПа·с	Набухае- мость*, %
0,1	0,1	3(10)	0,3(1)	96,5	300	30
0,2	0,3	4(4)	1(1)	94,5	700	50
0,3	0,6	5(1)	5(1)	89,1	1900	95
*Набухаемость равна отношению объема набухшего гелеобразного осадка (суспензии) к первоначальному объему воды.

Количество полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.

В результате закачки поступающая в пласт частицы смеси глинистой суспензии и кварцевого песка, начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида со сшивателем, в результате происходит процесс флокуляции сшитой полимер-глинисто-кварцевой системы (СПГКС) в промытых и трещиноватых зонах пласта и увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта с образованием набухшего размываемого осадка, приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды), и (или) отбор жидкости из пласта способствует извлечению нефти из низкопроницаемых, неохваченных вытеснением зон пласта.

В процессе поиска известных решений не обнаружено выше предложенного технического решения при разработки нефтяных трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, охваченных заводнением. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа как изобретение.

Для доказательства соответствия заявленного как изобретение приводим конкретные примеры осуществления способа. Экспериментальные работы проведены на одном из месторождений Западной Сибири, на скважине № 30257.

Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет повышенной вязкости закачиваемых суспензий с образованием набухшего размываемого осадка. Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора полимера и смешенных дисперсных глинисто-песочных частиц происходит существенное увеличение стабильности суспензии и значительное увеличение ее вязкости. Стабилизированная полимером более стойкая суспензия смеси дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта только по промытым каналам и трещинам, в том числе и образованных после гидравлического разрыва пласта - ГРП, не осаждаясь на забое скважины, так как процесс осадкообразования и набухания происходит за 12-24 часа после начала закачки. При этом за счет перекрытия промытых каналов и трещин стабилизированной полимером суспензии происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Предложенный способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь трещиноватые и (или) пористые с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи.