способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами

Формула изобретения

1. Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем закачки водного раствора полидиметилдиаллиламмония хлорида и водного раствора лигносульфоната через водонагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно закачивают глинистую суспензию плотностью 1,02 - 1,08 г/см³, содержащую 0,05 - 0,1 мас.% едкого натра, при этом закачку реагентов осуществляют оторочками 30 - 250 м³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более 50%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку реагентов осуществляют через двухпакерное оборудование.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при наличии низкопроницаемых неработающих пластов проводят дополнительно их поинтервальные солянокислотные обработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений.

Известен способ воздействия на нефтяную залежь путем закачки в пласт полимердисперсной системы [1].

Недостатками данного способа являются: небольшой объем тампонирующего осадка, способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов, слабый изолирующий эффект в условиях высоких температур в связи с термодеструкцией полиакриламида, отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ воздействия на залежь с разнопроницаемыми пластами, включающий закачку раствора полидиметилдиаллиламмония хлорида (ПДМДААХ, техническая марка ВПК-402) 1-5 мас.% и раствора лигносульфоната - 17-30 мас.% [2].

Недостатками известного технического решения являются образование геля не в полном объеме, отсутствие нефтеотмывающих свойств.

Цель изобретения - увеличение нефтеотдачи путем доизвлечения нефти промытых зон и/или перераспределением потоков при любых температурных режимах пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающем закачку водного раствора полидиметилдиаллиламмония хлорида и водного раствора лигносульфоната через водонагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, согласно изобретению предварительно закачивают глинистую суспензию плотностью 1,02-1,08 г/см³, содержащую 0,05-0,1 мас.% едкого натра, при этом закачку реагентов осуществляют оторочками 30-250 м³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более 50%. Закачку реагентов осуществляют через двухпакерное оборудование. При наличии низкопроницаемых неработающих пластов проводят дополнительно их поинтервальные соляно-кислотные обработки.

ПДМДААХ является катионным полиэлектролитом, выпускается в соответствии с ТУ-6-05-231-83. Лигносульфонат технический, марки А - отход целлюллозо-бумажной промышленности, выпускается в соответствии с ОСТ-13-183-83. Едкий натр выпускается в соответствии с ГОСТ 2263-79. Для приготовления глинистой суспензии используют глинопорошок в соответствии с ТУ-39-043-74.

При эксплуатации добывающих скважин происходит обводнение добываемой продукции водой, поступающей из обводненных пластов. При работе нагнетательных скважин происходит поглощение рабочего агента высокопроницаемыми пластами. Задача изоляции высокопроницаемых пластов и, следовательно, снижение обводненности добываемой продукции и изоляции зон поглощения в нагнетательных скважинах, интенсификации выработки низкопроницаемого пропластка решается в данном изобретении.

Эффект увеличения коэффициента нефтевытеснения объясняется, во-первых, наличием в заявленном способе щелочи, а, во-вторых, тем, что система сохраняет свою подвижность в пласте, двигаясь по нему как вязкая оторочка.

Таким образом, использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет за счет более полного охвата пласта воздействием и увеличения нефтеотмывающих свойств композиции повысить коэффициент нефтеотдачи объекта. Кроме того, способ может применяться в условиях повышенных пластовых температур, в том числе и при разработке месторождения термическими методами.

При этом предполагается сохранение режима работы скважины, при котором нефть отбирается одновременно из нескольких продуктивных пластов и закачка рабочего агента осуществляется в несколько продуктивных пластов.

При проведении работ на залежи с неоднородными коллекторами проводят исследования по определению профиля приемистости. После этого по результатам исследований через 2-х пакерное оборудование или по общему фильтру проводят закачку глинистой суспензии плотностью 1,02-1,08 г/см³, содержащую 0,05-0,1 мас. % едкого натра. Затем проводят закачку 1-5% раствора ВПК-402, закачку буферной оторочки воды, водного раствора лигносульфоната 17-30 мас.%. Закачку реагентов осуществляют оторочками 30-250 м³ каждая до снижения приемистости высокопроницаемого пропластка водонагнетательной скважины на величину не более чем на 50% (то есть повторяют циклы закачки).

Пример 1. Для получения сравнительных данных по известному и новому техническим решениям проводят комплекс лабораторных исследований.

В первой серии экспериментов изучают влияние добавки едкого натра на объем осадка глинистой суспензии. С этой целью в мерный цилиндр помещают глинистую суспензию (содержание глины 4 мас.%), приготовленную на щелочном растворе, и определяют объем осадка. Результаты опыта представлены в табл. 1.

Как видно из табл. 1, максимальный объем осадка достигают при концентрации в суспензии едкого натра 0,05-0,1 мас.%, причем глинистые частицы практически во всем объеме равномерно находятся во взвешенном состоянии. Нахождение глины во взвешенном состоянии в предлагаемом техническом решении позволяет закачивать большие объемы глинистой суспензии, увеличивая тем самым глубину обработки пласта.

Во второй серии экспериментов исследует тампонирующие свойства композиции при различных температурах. Опыты проводят на физической модели пласта длиной 60 см и диаметром 3 см. Моделью породы служил кварцевый песок фракции 0,4 мм. Предварительно модель пласта под вакуумом насыщают водой и определяют ее проницаемость по воде. Далее в модель пласта закачивают 50 см³ композиции, что составляет порядка 30% объема пор модели пласта и затем через модель прокачивают 50 объемов пор воды, после чего определяют проницаемость модели пласта. Модель пласта помещают в термостат при температуре 95^oC, выдерживают в течение 6 ч и через модель вновь прокачивают 50 объемов пор воды и определяют ее проницаемость. Результаты экспериментов представлены в табл. 2.

Как видно из табл. 2, предлагаемая композиция обладает лучшими тампонирующими свойствами, чем известные. Особенно это заметно в условиях высоких температур.

Увеличение проницаемости модели пласта в условиях высоких температур при закачке полимердисперсной системы связано с термодеструкцией полиакриламида, а в случае закачки ВПК-402 и лигносульфоната (прототип) - с уменьшением объема тампонирующей массы за счет ее уплотнения при повышении температуры. В предлагаемом способе объем тампонирующей массы за счет присутствия глины при повышенных температурах не претерпевает существенного изменения и, кроме того, происходит уплотнение геля.

Из промысловой практики известно, что при проведении работ по регулированию профиля приемистости с помощью различных химических реагентов при снижении приемистости более чем на 50% происходит заметное падение темпов отбора нефти из окружающих скважин.

Это приводит к тому, что получаемая дополнительная нефть за счет снижения обводненности добываемой продукции не компенсирует потерю в добываемой нефти за счет снижения отбора жидкости. В связи с этим снижать в процессе проведения работ приемистость нагнетательной скважины более чем на 50% не рекомендуется.

Последовательную закачку глинистой суспензии, приготовленной на щелочном растворе, растворов ВПК-402 и лигносульфоната с целью увеличения зон смещения и, соответственно, объема тампонирующей массы производят циклами (оторочками) по 30-250 м³ каждый, причем между оторочками растворов ВПК-402 и лигносульфоната закачивают буферную оторочку воды объемом 5-20 м³, которая предотвращает образование геля непосредственно в стволе скважины.

Суммарный объем закачиваемых систем подбирают, исходя из конкретной геологической ситуации на скважинах и требуемого радиуса обработки.

В основе примера применения способа и сравнения с прототипом проводят третью серию экспериментов. Опыты проводят на двухслойной физической модели неоднородного пласта с полностью разобщенными пропластками. Моделью породы служил кварцевый песок различного фракционного состава. Предварительно модель пласта под вакуумом насыщают водой, определяют проницаемость каждого пропласта в отдельности и затем через модель прокачивают нефть (в качестве модели нефти в опытах использовалась смесь нефти Мишкинского месторождения и керосина вязкостью 24 мПас) до достижения неснижаемой остаточной водонасыщенности. Далее в модель пласта нагнетают воду до достижения 95%-ной обводненности добываемой жидкости. После этого в первом опыте данной серии в модель пласта закачивают водоизолирующую композицию согласно прототипу (25 см³ 2,5%-ного раствора ВПК-402, 5 см³ воды, 25 см³ 20%-ного раствора лигносульфоната), а во втором опыте - композицию согласно предлагаемому способу (25 см³ 4%-ной глинистой суспензии с добавкой 0,05% NaOH, 12,5 см³ 2,5%-ного раствора ВПК-402, 2 см³ воды, 12,5 см³ 20%-ного раствора лигносульфоната) и снова переходят на закачку воды. Результаты проведенной серии экспериментов представлены в табл. 3.

Как видно из табл. 3, закачка предлагаемой композиции позволяет не только интенсифицировать выработку низкопроницаемого пропластка, но и увеличить по сравнению с прототипом коэффициент нефтевытеснения.

Эффект увеличения коэффициента нефтевытеснения объясняется, во-первых, наличием в заявляемом способе щелочи, а во-вторых, тем, что система сохраняет свою подвижность в пласте, двигаясь по нему как вязкая оторочка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, но опыты проводят на водонагнетательной скважине. Закачку реагентов осуществляют через двухпакерное оборудование.

Пример 3. Выполняют, как пример 2, на водонагнетательной скважине с низкопроницаемыми неработающими пластами. После проведения операции выполняют поинтервальные соляно-кислотные обработки низкопроницаемых неработающих пластов.

Таким образом, использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет за счет более полного охвата пласта воздействием и увеличением нефтеотмывающих свойств композиции повысить коэффициент нефтеотдачи объекта.

Источники информации:

1. Авторское свидетельство СССР N 933963, кл. E 21 B 43/32, 1982 г.

2. Патент Российской Федерации N 2026968, кл. E 21 B 43/22, опубл. 1995 г. (прототип).