способ регулирования проницаемости нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ регулирования проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки через нагнетательную скважину предварительно приготовленной смеси глинистой суспензии с водным раствором каустической соды и минерализованной воды, отличающийся тем, что используют концентрированный водный раствор каустической соды, соотношение глинистой суспензии и каустической соды в смеси составляет 1:1 - 3:1, причем приготовленную смесь выдерживают при периодическом перемешивании.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что смесь глинистой суспензии и концентрированного водного раствора каустической соды выдерживают в течение 1-5 суток.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам снижения проницаемости обводненного коллектора и вовлечения в разработку новых участков нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем последовательной закачки в водонагнетательную скважину водных растворов полиакриламида и глинистой суспензии, содержащих 0,05-0,10 мас.% едкого натра (патент РФ N 2044872, E 21 B 43/22, 43/32, 1992). Недостатком способа являются невысокие закупоривающие свойства закачиваемого агента.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта последовательным закачиванием глинистого раствора, щелочного реагента и минерализованной воды (патент РФ N 2086758, E 21 B 43/22, 1996). Недостатком данного способа является большой расход щелочного реагента и низкая эффективность по снижению проницаемости обводненного коллектора.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа снижения проницаемости обводненного коллектора.

Поставленная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородного коллектора путем последовательной закачки через нагнетательную скважину предварительно приготовленной смеси глинистой суспензии с водным раствором каустической соды и минерализованной воды, причем используют концентрированный водный раствор каустической соды, соотношение глинистой суспензии и каустической соды в смеси составляет 1:1 - 3:1, причем приготовленную смесь выдерживают при периодическом перемешивании, а также смесь глинистой суспензии и концентрированного раствора каустической соды выдерживают в течение 1-5 суток.

Взаимодействие кремнийсодержащих минералов глинистой суспензии с концентрированным раствором NaOH приводит к образованию коллоидного раствора силиката натрия. Обработанная суспензия обладает однородностью и меньшими размерами частиц, что облегчает закачку в пласт. При взаимодействии щелочной суспензии с пластовой водой, содержащей соли жесткости, происходит образование гелеобразного осадка и укрупнение частиц, более эффективное снижение проницаемости обводненного коллектора. Температура процесса равна или близка 20^oC. Остаточная каустическая сода может быть разделена отстаиванием и использована для последующих обработок.

В опытах применялись глинопорошок по ГОСТ 25795-83 и каустическая сода по ГОСТ 2263-79.

Сравнение известного и предлагаемого способов проведено по результатам лабораторных опытов фильтрации щелочной глинистой суспензии через искусственный насыпной керн при постоянном перепаде давления. Длина керна 300 мм, диаметр 50 мм. Образцы фильтрующих элементов приготовлены наполнением кернодержателя смесью кварцевого песка фракцией 0,05- 1,20 мм и утрамбованы. Перед фильтрацией керн насыщался сточной водой плотностью 1140 кг/м³. 20 г глинопорошка смешивали с 80 мл дистиллированной воды, полученная 20%-ная суспензия добавляется к 100 г 40% каустической соды в соотношении 1:1 масс. Взаимодействие осуществляют в течение 1-7 суток при периодическом перемешивании. 120 мл глинистой суспензии в каустической соде подают для фильтрации в керн и прокачивают 150 мл сточной воды плотностью 1140 кг/м³. Щелочную суспензию в начале и конце изолируют 10 мл пресной воды.

Пример 1. Щелочная глинистая суспензия, приготовленная (по прототипу) непосредственно перед опытом, снижает проницаемость керна на 44% (табл.). Продолжительное контактирование концентрированной суспензии и каустической соды в течение 1-5 суток увеличивает степень закупорки, при этом снижение проницаемости достигается до 67% (прирост 23%). Дальнейшее увеличение продолжительности до 6-7 суток положительных результатов не дало. Наиболее эффективными оказались первые трое суток. Последовательное закачивание глинистой суспензии, обработанной каустической содой, в течение 3- 5 суток с высокоминерализованной водой в большей степени снижает проницаемость обводненного коллектора по сравнению со свежеприготовленной смесью.

При обработке глинистой суспензии каустической содой оптимальными соотношениями являются 1:1 - 3:1. Увеличение массовой доли каустической соды приводит к росту экономических затрат. А при соотношениях 4:1 и более количества каустической соды недостаточно для полного взаимодействия.

Пример 2 (по прототипу). Нефтеносный горизонт Свов эксплуатируется 1 нагнетательной и 3 добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины при 9,6 МПа составляет 210 м³/сут. Дебиты добывающих скважин 1,5; 3,7; 5,6 т нефти в сутки, обводненность соответственно 97,89 и 81%. В нагнетательную скважину закачивают свежеприготовленную смесь из 12 м³ 20%-ной глинистой суспензии и 6 м³ 42%-ной каустической соды. Смесь продавливают 14 м³ сточной водой плотностью 1124 кг/м³. После 72 ч скважина пущена под закачку. Спустя 2 месяц дебиты 22х добывающих скважин повысились на 1,4 т и 0,9 т и составили 2,9; 4,6 и 5,6 т нефти в сутки. Обводненность первых двух скважин снизилась на 23% и 5% и составила 74,85 и 81%. Объем попутно добываемой воды уменьшился на 11350 м³. За 6 месяцев на опытном участке дополнительно добыто 285 т нефти.

Пример 3. Песчаник угленосного горизонта Свов эксплуатируется 1 нагнетательной и 2 добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины при 9,2 МПа - 280 м³/сут. Дебиты добывающих скважин 2,8 и 7,6 т нефти в сутки, обводненность скважин 92 и 88%. 12 м³ 20%-ной глинистой суспензии смешивают с 6 м³ 42%-ной каустической содой и, периодически перемешивая, выдерживают в течение 7 суток. Приготовленную смесь закачивают в нагнетательную скважину и продавливают 16 м³ сточной водой плотностью 1124 кг/м³. После 72 ч реагирования скважину пустили в работу. Через 1,5 месяца наблюдается увеличение дебитов добывающих скважин до 4,7 и 10,2 т нефти в сутки (на 68% и 34%), снижение обводненности до 76 и 84% (на 16% и 4%). Произошло снижение объема попутно добываемой воды на 23420 м³. За 6 месяцев после обработки из 2 скважин дополнительно добыто 473 т нефти.