способ доразработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

Способ доразработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку в пласт оторочек двух и более реагентов для создания потокоотклоняющих высоковязких барьеров, отличающийся тем, что предварительно перед закачкой в пласт реагентов проводят лабораторные исследования вязкостных, адсорбционных или адгезионных и фильтрационных характеристик индивидуальных реагентов и их смесей, при этом закачку оторочек реагентов ведут в последовательности соответственно убыванию их сорбируемости, чередуя закачкой оторочек воды, причем размеры оторочек определяют путем численных исследований двухфазного многокомпонентного потока в неоднородном пласте в зависимости от проницаемостной неоднородности и расчленности пласта и вязкостных, адсорбционных или адгезионных и фильтрационных характеристик реагентов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам доразработки нефтяных месторождений, характеризующихся проницаемостной неоднородностью пластов.

Известен способ доразработки нефтяных месторождений, заключающихся в последовательной закачке оторочек водных растворов полимера и ионов многовалентных металлов (1). В призабойной зоне скважины происходит взаимодействие закачиваемых реагентов с образованием геля. Время гелеобразования контролируется кислотностью ионов металла, а также его концентрацией и температурой. Повторение чередующихся закачек полимера и ионов металла позволяет наращивать массу формируемого барьера.

К недостаткам известного способа относится значительное снижение общей проницаемости призабойной зоны из-за формирования гелевого барьера непосредственно вблизи скважины, а также сложность локализации барьера необходимой конфигурации на заданном расстоянии от скважины, и соответственно недостаточный охват пласта вытеснением.

Целью изобретения является увеличение охвата пласта вытеснением за счет формирования высоковязкого барьера заданной конфигурации и на заданном расстоянии от скважины при незначительном снижении проницаемости призабойной зоны.

Поставленная цель достигается тем, что предварительно проводят лабораторные исследования вязкостных, адсорбционных или адгезионных и фильтрационных характеристик индивидуальных реагентов и их смесей и закачку оторочек реагентов ведут в последовательности соответственно убыванию их сорбируемости и с использованием раздельных оторочек воды, причем размеры оторочек определяют путем численных исследований двухфазного многокомпонентного потока в неоднородном пласте в зависимости от проницаемостной неоднородности и расчлененности пласта и указанных характеристик реагентов.

На фиг. 1 приведены конфигурации и местоположение образующихся в пласте барьеров при различных (а, б, в и г) размерах оторочек реагентов и воды (табл.1).

Ось V соответствует радиальной координате пласта; ось Z его мощности. Конфигурация барьера на фиг.1 определяется изоконцентрацией геля 10^-4. Разнонаправленность штриховки соответствует пропласткам с различными проницаемостями, указанными на фиг. 1,а.

Способ осуществляют следующим образом.

Пример 1.

Объект доразработки неоднородный пласт, состоящий из 3-х слоев равной пористости 0,2, но с различными проницаемостями: 0,2; 0,5 и 0,1 мкм² и мощностями 3,4 и 3 м.

Пластовое давление 23,5 МПа, температура 67^oC, пласт заполнен нефтью с вязкостью 3 МПа c и плотностью 900 кг/м³.

При заводнении данного пласта вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, после чего водонефтяное соотношение в продукции скважин составляет 0,8.

Для формирования высоковязкого барьера в высокопроницаемых областях пласта предлагается использовать водные растворы полимера акриламида и тонкодисперсной глины. Закачка ведется при давлении в скважине 28,5 МПа.

Проведены лабораторные исследования указанных реагентов.

Адсорбционные характеристики приведены в табл.2. Вязкостные в виде зависимости вязкости от скорости сдвига представлены на фиг. 2. Фильтрационные описаны ниже в примерах лабораторных исследований.

На базе разработанных авторами численной модели и программы расчета проведены численные исследования, показавшие, что для формирования высоковязкого барьера в высокопроницаемых зонах пласта на расстоянии 10 м от скважины для данного объекта доразработки указанными реагентами оптимальной является следующая совокупность операции: первоначально закачка 0,5%-ного раствора полимера в виде оторочки объема 0,3 V_n, затем оторочки воды в объеме 1 V_n и, наконец, закачка оторочки 0,1% ного раствора глины в объеме 0,3V_n. Формирование барьера завершается через 7 сут.

Сформированный барьер приводит к значительному изменению гидродинамических потоков в положительную сторону, что проиллюстрировано на фиг. 3. На этой фигуре приведены линии тока жидкости в неоднородном пласте без барьера (а) и в результате формирования барьера на расстоянии 10 м от скважины (б). Остальные обозначения аналогичны обозначениям на фиг. 1. Из фиг. 3 видно, что конфигурация барьера такова, что вытеснением охвачен низкопроницаемый пропласток, не заводненный до применения способа, и зона влияния барьера составила более 30 м. При этом вследствие того, что барьер создан на удалении от скважины (10м), проницаемость призабойной зоны снижается значительно меньше, чем при организации работ по прототипу, когда барьер формируется непосредственно вблизи скважины.

Аналогично осуществляют доразработку нефтяного месторождения с применением других реагентов, характеристики которых для дальнейших исследований с целью определения последовательности и размеров строчек приведены в табл.2, а также на фиг.4- 12.

На фиг. 4-10 по две реологические кривые системы гивпан- CaC₂, взятых в равных объемах, при 20 и 80^oC. Концентрации CaC₂ на фиг. 4-9 по 1% на фиг. 10-3% разбавление гивпана -

на фиг. 4 -1:100;

на фиг. 5 1:80;

на фиг. 6 1:70;

на фиг. 7 1:60;

на фиг. 8 1:50;

на фиг. 9 1:40;

на фиг. 10 1:20.

На фиг. 11 реологические кривые системы ВПК -бентонитовая глина: 1 - ВПК (0,2%) + бентонит (0,01%) при 31^oC;

II то же при 61^oC;

III ВПК (0,01%) + бентонит (0,2%) при 31^oC;

IV то же при 71 ^oC.

На фиг. 12 реологические кривые системы бентонитовая глина ВПК: 1 - бентонит(0,2%) + ВПК (0,2%) при 30^oC;

II то же при 71^oC;

III бентонит (0,01%)+ВПК(0,01%) при 30^oC;

IV то же при 71^oC.

Примеры лабораторных исследований.

Пример 1. Определение фильтрационных характеристик ВПК-402 и бентонитовой глины.

Скорость фильтрации 2193,95 м/год

Проницаемость насыпной модели 583 мд.

Концентрации реагентов по 0,01% размеры оторочек по 0,15V_n, оторочки поделены на три равные порции, первым нагнетался раствор глины.

Фильтрация полимерно-глинистого состава сопровождалась резким увеличением сопротивления. Максимальное значение, равное 67, фактор сопротивления имел при нагнетании 13 V_n воды. Дальнейшее нагнетание воды ведет к снижению фильтрационного сопротивления, которое стабилизируется при нагнетании еще 5 V_n воды. Остаточный фактор сопротивления при этом составил 8,8.

Пример 2. Определение фильтрационных характеристик ВПК-402 и бентонитовой глины.

Пористая среда представлена смесью 1:1 кварцевого песка и дезинтегрированного полимиктового песчаника пласта Ю_I; проницаемость по воде 120 мд;

Концентрации реагентов по 0,012% размеры оторочек по 0,15V_n, оторочки поделены на 3 равные порции.

Фактор сопротивления составил 69,8. Стабилизация перепада давлений достигается при последующей фильтрации 14 V_n воды, фактор остаточного сопротивления при этом составил 10,5. Последующая закачка еще 5 V_n приводит к незначительному снижению фактора остаточного сопротивления до 8,9.

Пример 3. Определение фильтрационных характеристик гивпана и хлористого кальция.

Использовались шесть образцов пористой среды с низкой проницаемостью.

Концентрации реагентов по 1% размеры оторочек 0,15 поделены на 4 порции; первым нагнетался раствор гивпана.

Образец N 1: К₁ 5,79 мд К₂ 3,19 мд К₁/К₂ 1,82 max

Образец N 2: К₁ 10,69 мд К₂ 3,48 мд К₁/К₂ 3,07 мах

Образец N 3: К₁ 7,98 мд К₂ 5,17 мд К₁/К₂ 1,54 мах

Образец N 4: К₁ 15,74 мд К₂ 5,86 мд К₁/К₂ 2,69 мах

Образец N 5: К₁ 6,34 мд К₂ 4,11 мд К₁/К₂ 1,54 max

Образец N 6: К₁ 17,50 мд К₂ 11,94 мд К₁/К₂ 1,47 max

где К₁ проницаемость образца по пластовой воде до прокачки реагентов;

К₂ то же, после обработки реагентами;

К₁/К₂ фактор остаточного сопротивления.

Пример 4. Определение фильтрационных характеристик ПАА и глины.

Проницаемость 200 мд

Концентрации ПАА -0,5% глины 0,1% размеры оторочек по 0,3; буфер воды 0,1; первым нагнетался раствор ПАА. Фильтрация осуществлялась до стабилизации перепада давления

К₁ 17,5 мд К₂ 0,63 мд К₁/К₂ 27,78.

Таким образом, предлагаемый способ доразработки нефтяных месторождений более эффектен по сравнению с прототипом. Увеличение охвата пласта заводнением достигается за счет влияния на конфигурацию барьера, формируемого на заданном расстоянии от скважины. Формирование барьера на большем расстоянии от скважины, чем по прототипу, приводит к меньшему снижению проницаемости призабойной зоны, что также способствует увеличению охвата пласта.

Реализация способа возможна с использованием стандартного промыслового оборудования. Предварительные исследования проводятся также с использованием стандартного лабораторного оборудования, а также ЭВМ, оснащенных 386-ым и выше процессорами.