способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов

Формула изобретения

Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и полиакриламида в не вызывающей набухание инертной жидкости-носителе, отличающийся тем, что в качестве полиакриламида используют жидкофазный полиакриламид с плотностью 1,05 - 1,15 г/см³, содержащий органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида, при этом концентрация полиакриламида в инертной жидкости-носителе составляет 0,01 - 50 мас.%, кроме того, до и после закачки полиакриламида закачивают оторочку инертной жидкости-носителя.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости пластов, обеспечивающего увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку нефтяной эмульсии, гелеобразующего материала на основе водорастворимого полимера и воды [1]. Способ позволяет изолировать водопромытые интервалы и подключить к разработке слабодренируемые и застойные зоны нефтяного пласта. Недостатками способа являются необходимость периодической остановки нагнетательных скважин и кольматация ПЗП скважины изолирующими реагентами.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и водорастворимого полимера, суспензированного в не вызывающей набухание инертной жидкости - носителе, при этом используют суспензию с концентрацией полимера 0,01-20 мас.% [2]. Способ обеспечивает эффективную изоляцию высокопроницаемых водопромытых интервалов и позволяет добиться более равномерного вытеснения нефти из пласта.

Недостатком способа является кольматация ПЗП обрабатываемой скважины полимерным материалом и длительность проявления технологического эффекта, что обусловлено набуханием твердых частиц полимера в процессе закачки и фильтрации через породу пласта и их низкой фильтруемостью через пористую среду. Кроме того, в процессе закачки суспензии водорастворимого полимера в пласт происходит прилипание частиц полимера на поверхности нефтенасыщенных интервалов, что ухудшает их фильтрационные свойства.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Указанная задача решается путем использования нового способа разработки, включающего чередующуюся закачку воды и композиции на основе жидкофазного полиакриламида. Способ обеспечивает селективное снижение проницаемости высокопроницаемых водонасыщенных интервалов и подключение к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.

Сущностью изобретения является то, что способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт воды и полиакриламида в не вызывающей набухание инертной жидкости-носителе, предусматривает использование в качестве полиакриламида жидкофазного полиакриламида с плотностью 1,05-1,15 г/см³, содержащего органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида, при этом концентрация полиакриламида в инертной жидкости-носителе составляет 0,01-50 мас.%, кроме того, до и после закачки полиакриламида закачивают оторочку инертной жидкости-носителя.

Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:

1. Использование в качестве полиакриламида жидкофазного полиакриламида с плотностью 1,05-1,15 г/см³, содержащего органический разбавитель и не менее 50% полиакриламида. Указанные жидкофазные полиакриламиды в виде товарных продуктов обладают достаточно низкой вязкостью, хорошо совместимы со многими органическими растворителями, которые используются в качестве инертных жидкостей-носителей. При введении жидкофазного полиакриламида в жидкость-носитель получается устойчивая однородная композиция, хорошо фильтрующаяся через пористую среду. Это способствует более глубокому, равномерному и селективному проникновению полимера в высокопроницаемые интервалы пласта и предотвращает механическую кольматацию полимером ПЗП скважины. Последнее характерно при использовании обычных порошкообразных (твердофазных) полиакриламидов, которые по мере набухания усиливают кольматационное действие и способны полностью изолировать перфорированные интервалы. Кроме того, жидкофазный полиакриламид при набухании в воде образует более однородный гель.

2. Использование жидкофазного полиакриламида с концентрацией в инертной жидкости-носителе, равной 0,01-50 мас.%. Это позволяет в широких пределах регулировать характер и скорость воздействия полиакриламида на пористую среду и ее фильтрационные свойства. При этом закачиваемая композиция полиакриламид - жидкость-носитель обладает высокой устойчивостью, малой вязкостью и высокой фильтруемостью, что исключает ее преждевременное разрушение и способствует формированию более однородного геля, обеспечивающего эффективное воздействие на обработанный интервал пласта.

3. Закачка оторочки инертной жидкости-носителя до и после закачки полиакриламида. Закачка жидкости-носителя до закачки полимера предотвращает преждевременный контакт полиакриламида с водой в ПЗП скважины и оттесняет воду в объем пласта. Закачка оторочки жидкости - носителя до и после закачки полимера, кроме того, позволяет регулировать скорость гелеобразования в объеме пласта и характер воздействия на продуктивные интервалы.

В целом указанная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает при его использовании протекание в пластовых условиях следующих процессов.

Предварительная закачка инертной жидкости-носителя очищает ствол скважины и забой от воды. Последующая закачка полиакриламида в жидкости-носителе протекает исключительно в высокопроницаемые интервалы, которые содержат значительные количества остаточной воды. В результате контакта полимера с водой он набухает и образует гелеобразную массу, снижающую подвижность пластовых флюидов в обработанных интервалах и способствующую подключению к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов. Регулирование объемов оторочек жидкости-носителя до и после закачки полиакриламида, а также концентрации закачиваемого полимера в широких пределах позволяет изменять характер воздействия на пласт: от выравнивания профиля приемистости скважины до полной изоляции отдельных интервалов.

При использовании известного способа характер воздействия на пласт иной. Твердые частицы полимера не способны глубоко проникать в объем пласта, они фильтруются через пористую среду только высокой проницаемости и трещины. При этом в отсутствии оторочки инертной жидкости перед закачкой полимера он начинает контактировать с водой уже в стволе скважины и набухает, что снижает его проникающую способность в пласт. Таким образом, основное воздействие полимер оказывает на ПЗП скважины, воздействие на объем пласта проявляется только после набухания полимера и на ограниченном расстоянии.

В рамках разработанного способа используют следующие реагенты:

- полиакриламиды водорастворимые жидкофазные. Жидкофазные полиакриламиды представляют собой жидкости, плотностью 1,05 - 1,15 г/см³ с содержанием основного вещества (полиакриламида) не менее 50%, остальное - органический разбавитель. Полимер растворяется в пресной и минерализованной воде. Полиакриламиды жидкофазные производит фирма Аллайд Коллойдс (Англия).

- жидкости-носители: нефть безводная, дизельное топливо, газовый конденсат, бензин, керосин, толуольная фракция и т.д.

На практике новый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов используют путем чередующейся закачки оторочек жидкости-носителя, композиции жидкофазного полиакриламида в жидкости-носителе и воды.

Выбор конкретных количеств закачиваемого полимера, его концентрацию, объемы оторочек жидкости-носителя и кратность обработок скважины определяются геолого-физическими параметрами нефтяного пласта, состоянием ее разработки, текущими и планируемыми показателями работы скважины.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. В нагнетательную скважину неоднородного нефтяного пласта последовательно закачивают жидкость-носитель (безводная нефть) в объеме 2-2,5 м³ на 1 м перфорированного интервала пласта и жидкофазный полиакриламид в жидкости-носителе с концентрацией 5% в объеме 7,5-10 м³ на 1 м перфорированной части водопромытого интервала. Затем закачивают жидкость-носитель в объеме 10-15 м³ и далее ведут закачку воды. После стабилизации работы скважины определяют новый профиль приемистости и приемистость скважины. При необходимости обработку скважины повторяют.

Пример 2. В добывающую скважину неоднородного нефтяного пласта последовательно закачивают жидкость-носитель (газовый конденсат) в объеме 1-1,5 м³ на 1 м перфорированного интервала и жидкофазный полиакриламид в жидкости-носителе с концентрацией 50% в объеме 2-3 м³ на 1 м перфорированной части водопромытого интервала. Затем закачивают жидкость-носитель в объеме 10-12 м³. При необходимости дополнительно закачивают 10-15 м³ воды. Скважину выдерживают в течение 36-48 часов для протекания процесса гелеобразования, а затем осваивают и запускают в работу.

Таким образом, разработанный способ позволяет воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами и различными показателями работы скважин с целью увеличения добычи нефти и улучшения текущих и проектных показателей разработки.

На практике способ реализуют с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования путем чередующейся закачки жидкости-носителя, жидкофазного полиакриламида в жидкости-носителе и воды.

Источники информации

1. Патент РФ N 2094601, кл. E 21 B 43/22.

2. А.С. СССР N 1501597, кл. 21 В 42/22 - прототип.