способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением

Формула изобретения

Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, отличающийся тем, что суспензию дисперсных частиц закачивают периодически до закупоривания высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен метод интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи, включающий закачку в пласт заранее определенного количества закупоривающих агентов в виде суспензии твердых органических частиц [1]

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных сильнообводненных пластах.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1% концентрации [2]

Однако этот способ малоэффективен на поздних стадиях разработки на месторождениях с высокопроницаемой породой в связи с тем, что молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водного раствора полиакриламида и глинистой суспензии [3]

Недостатком известного способа является низкая эффективность регулирования разработки нефтяного месторождения.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ регулирования разработки нефтяных месторождений, позволящий за счет увеличения остаточного фактора сопротивления в промытых каналах пласта увеличить охват пласта воздействием и, в конечном итоге, повысить добычу нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающем закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, суспензию дисперсных частиц закачивают периодически до закупоривания высокопроницаемых обводненных зон пласта.

При закачивании полимера в пласт происходит загущение воды, которая вытесняет не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Полимер вступает во взаимодействие со скелетом пористой среды, молекулы полимера адсорбируются на ней, что ухудшает фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, увеличивая в них остаточный фактор сопротивления и, как следствие, повышая охват пласта заводнением. Однако на поздних стадиях разработки пласта при наличии в нем зон поглощения полимерное заводнение малоэффективно. Раствор полимера не создает эффективного сопротивления течению воды, и поэтому низкопроницаемые нефтесодержащие зоны остаются невыработанными. Периодическая закачка суспензии дисперсных частиц устраняет этот недостаток. Суспензия фильтруется преимущественно в высокопроницаемые обводненные зоны с последующим их закупориванием. При возобновлении полимерного заводнения раствор полимера поступает в нефтенасыщенные зоны, что приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти и увеличению охвата пласта заводнением, т.е. предлагаемый способ обеспечивает направленность и распределение потоков закачиваемых реагентов по всей толщине продуктивных пластов в зависимости от их неоднородности по проницаемости.

В качестве полимера используют водорастворимые полимеры:

полиакриламид ТУ 6-16-2531-81, Т2-01-1049-81;

полиоксиэтилен ТУ 6-14-714-79;

карбоксиметилцеллюлозу ТУ 6-55-36-90.

В качестве дисперсных частиц используют:

известковый порошок по ГОСТ 9179-77;

кварцевый песок по ГОСТ 22551-77;

диамитовую муку;

смесь древесной муки с глинопорошком в соотношении 1:1;

глинопорошок по ГСТ 39-202-86.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

Технологию осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок на месторождении. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважин, степень выработанности пластов. Закачку реагентов производят с помощью насосных агрегатов типа ЦА-320. Вытеснение нефти осуществляют путем закачки в пласт водного раствора полимера 0,01-0,1% концентрации. Затем закачивают водный раствор дисперсных частиц 0,01-8,0% концентрации, который готовят предварительно или непосредственно на устье скважины путем смешивания через обратный насос воды и дисперсных частиц в сухом виде. После чего возобновляют закачку водного раствора полимера. При снижении эффекта при разработке закачку водного раствора дисперсных частиц повторяют. Объем закачиваемых реагентов для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости и толщины пласта.

Эффективность предлагаемого способа определяют в лабораторных условиях по коэффициенту нефтеотдачи и остаточному фактору сопротивления. Исследования проводят на моделях неоднородного пласта. Неоднородный пласт моделирован параллельным соединением двух разнопроницаемых пропластков, подключенных к одной напорной линии, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой: кварцевым или молотым карбонатным керном. Длина колонок 1 м, диаметра 3,310² м. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели насыщают пластовой водой, после предварительного вакуумирования. Затем пластовую воду замещают нефтью. Далее проводят вытеснение нефти до полной обводненности продукции и стабилизации скорости фильтрации.

Пример 1 (известный способ).

В модель пласта закачивают водный раствор полиакриламида 0,02% концентрации в количестве 0,1 п.о. Затем закачивают глинистую суспензию 2,0% концентрации в количестве 0,1 п.о. Проводят вытеснение водой в количестве 2,0 п. о. Коэффициент нефтеотдачи составляет 46,6% а остаточный фактор сопротивления 1,55 (см. таблицу, опыт 2).

Пример 2 (предлагаемый способ).

В модель пласта закачивают водный раствор полиакриламида 0,05% концентрации в количестве 0,1 п.о. затем водный раствор глинопорошка 2% концентрации в количестве 0,1 п.о. После этого возобновляют закачку водного раствора полиакриламида в количестве 0,9 п.о. Коэффициент нефтеотдачи составляет 50,1% а остаточный фактор сопротивления 1,88 (см. таблицу, опыт 4).

В таблице приведены результаты исследований, проведенных аналогично примеру 2, в качестве дисперсных частиц используют кварцевый песок, известковый порошок, диатомитовую муку, смесь диатомитовой муки с глинопорошком (см. таблицу, опыты 10-13, 22).

Пример 3.

В модель пласта закачивают водный раствор карбоксиметилцеллюлозы 0,05% концентрации в количестве 0,5 п.о. затем водный раствор глинопорошка 2,0% концентрации. Возобновляют закачку водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в прежнем объеме. Коэффициент нефтеотдачи составляет 50,0% а остаточный фактор сопротивления 1,67 (см. таблицу, опыт 14).

Результаты исследований, проведенных аналогично примеру 3, где в качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, древесную муку приведены в таблице, опыты 15,16,23.

Пример 4.

В модель пласта закачивают водный раствор полиоксиэтилена 0,05% концентрации в количестве 0,5 п.о. затем кварцевый песок 2,0% концентрации в количестве 0,1 п.о. Возобновляют закачку водного раствора полиоксиэтилена в прежнем объеме. Коэффициент нефтеотдачи составляет 48,0% а остаточный фактор сопротивления 1,36 (см. таблицу, опыт 17).

Результаты исследований, проведенных аналогично примеру 4, где в качестве дисперсных частиц используют глинопорошок, известковый порошок представлены в таблице, опыты 18,19,21.

Заявляемый способ обладает следующими технико-экономическими преимуществами по сравнению с известным способом:

увеличивается коэффициент нефтеотдачи с 46,6% до 48,0-66,3%

повышается остаточный фактор сопротивления с 1,55 по 1,24-2,83;

закачку реагентов производят на стандартном оборудовании по общепринятым технологиям;

позволяет разрабатывать нефтяные месторождения на поздних стадиях разработки.