способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением

Формула изобретения

1. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц в водном растворе полимера, отличающийся тем, что дополнительно закачивают суспензию других дисперсных частиц в водном растворе полимера, при этом в качестве последнего используют раствор полимера с вязкостью, сравнимой с вязкостью пластовой нефти.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве дисперсных частиц используют древесную муку, гидролизный лигнин или бентонитовую глину.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, обеспечивающего ограничение притока пластовых вод и выравнивание профиля приемистости скважин неоднородных нефтяных пластов.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии [1] . Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет изоляции высокопроницаемых пропластков.

Недостатками способа являются низкая эффективность регулирования разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефтей с повышенной вязкостью, что обусловлено малой проникающей способностью глинистой суспензии и низкой вязкостью закачиваемого раствора полиакриламида.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц [2] . Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц в водном растворе полимера[3] . Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Основным недостатком способа является низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Продуктивное использование способа достигается при циклическом снижении и повышении давления в пласте путем закачки воды, что сопряжено с большими техническими трудностями. Кроме того, для эффективного регулирования разработки нефтяного месторождения с использованием известного способа необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц. Это при высокой обводненности добываемой продукции экономически нецелесообразно.

Задачей предлагаемого изобретения является регулирование разработки нефтяных месторождений заводнением, включая месторождения нефти повышенной вязкости, путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения притока пластовых вод.

Поставленная задача решается путем использования разработанного способа регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, обеспечивающего снижение проницаемости водопромытых интервалов и перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта путем закачки стабилизированных суспензий различных дисперсных частиц и растворов полимеров повышенной вязкости.

Сущность разработанного способа регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающего периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц в водном растворе полимера, заключается в том, что способ предусматривает дополнительную закачку суспензии других дисперсных частиц в водном растворе полимера, при этом в качестве последнего используют раствор полимера с вязкостью, сравнимой с вязкостью пластовой нефти. Кроме того, способ предусматривает использование в качестве дисперсных частиц древесной муки, гидролизного лигнина или бентонитовой глины.

Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет глубокого проникновения дисперсных частиц и повышенной вязкости закачиваемых суспензий и растворов полимеров.

Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц происходит существенное увеличение стабильности суспензии и увеличение ее вязкости, при этом образуется стабилизированная полимером суспензия дисперсных частиц. Стабилизированная полимером суспензия дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта по наиболее проницаемым водопромытым интервалам, не осаждаясь на забое скважины. При этом за счет более глубокого проникновения дисперсных частиц в пласт и вязкостных свойств стабилизированной полимером суспензии происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон. Совместная закачка водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц особенно эффективно проявляет себя при воздействии на пласты с нефтями повышенной вязкости с целью увеличения нефтеотдачи пластов. До или после закачки стабилизированной полимером суспензии дисперсных частиц и закачки водного раствора полимера в пласт дополнительно закачивают стабилизированную полимером суспензию других дисперсных частиц. Это предотвращает прорыв нагнетаемой воды по другим интервалам пласта или новым трещинам и позволяет регулировать интенсивность воздействия на пласт с целью ограничения притока пластовых вод и выравнивания профиля приемистости. Кроме того, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи.

Существенными отличительными признаками разработанного способа являются следующие.

1. Дополнительная закачка в пласт суспензии других дисперсных частиц в водном растворе полимера. Закачка других дисперсных частиц (дисперсных частиц другой природы) в водном растворе полимера позволяет воздействовать на водонасыщенные интервалы и трещины пласта другой проводимости с целью снижения их проницаемости и дополнительного перераспределения фильтрационных потоков. Дополнительная закачка в пласт суспензии других дисперсных частиц в водном растворе полимера осуществляется до или после закачки водного раствора полимера и совместной закачки водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц. Это позволяет варьировать интенсивность и характер воздействия на пласт, обеспечивая максимальную эффективность регулирования разработки нефтяных месторождений.

2. Использование растворов полимеров с вязкостью, сравнимой с вязкостью пластовой нефти. Это позволяет регулировать фронт движения воды в пласте и более равномерно вытеснять нефть, особенно повышенной вязкости. Кроме того, при совместной закачке водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц стабильность и вязкость такой системы дополнительно повышается, что также способствуют увеличению эффективности воздействия на пласт. Это особенно важно при регулировании разработки месторождений с нефтями средней и высокой вязкости.

3. Использование в качестве дисперсных частиц древесной муки, гидролизного лигнина или бентонитовой глины. Указанные частицы отличаются дисперсностью, набухаемостью в воде и кольматирующим действием, а в присутствии водорастворимых полимеров образуют устойчивые суспензии различной вязкости. Использование тех и/или иных дисперсных частиц позволяет эффективно воздействовать на пласт с целью регулирования его разработки.

Таким образом, предположенная совокупность отличительных признаков в рамках разработанного способа обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон. Это достигается за счет глубокого проникновения дисперсных частиц, воздействия на различные интервалы и зоны пласта и за счет вязкостных свойств закачиваемых растворов и суспензий. В целом такая совокупность свойств позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений заводнением.

Для реализации разработанного способа используют товарные реагенты.

Полимеры: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза и другие водорастворимые полимеры.

Дисперсные частицы: древесная мука, гидролизный лигнин и бентонитовая глина.

Предлагаемый способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Нефтяное месторождение содержит нефть с вязкостью 18мПас и разрабатывается заводнением. Опытный участок характеризуется резким ростом обводненности добываемой продукции и снижением дебитов по нефти.

В нагнетательную скважину с приемистостью 850 м³/сут после определения профиля приемистости закачивают 0,15%-ный водный раствор полиакриламида и 2%-ную суспензию древесной муки совместно с 0,15%-ным водным раствором полиакриламида до снижения приемистости на 15%. Затем после закачки буфера воды закачивают оторочку, содержащую 0,1% полиакриламида и 1% бентонитовой глины до снижения приемистости скважины на 30%. В скважине проводят геолого-физические исследования, определяют профиль приемистости и продолжают закачку воды. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции и увеличение дебитов по нефти.

Пример 2. Нефтяное месторождение содержит нефть с вязкостью 42мПас и разрабатывается заводнением. Опытный участок характеризуется кинжальными прорывами воды, резким ростом обводненности добываемой продукции и снижением дебитов по нефти.

В нагнетательной скважине с приемистостью 920 м³/сут по результатам геолого-физических исследований установлено наличие высокопроводящих интервалов, принимающих до 85% воды. В скважину последовательно закачивают 3,5%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ-500) и совместно 3,5%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ-500) и 1%-ную суспензию гидролизного лигнина до снижения приемистости скважины на 30%. Затем после закачки буфера воды закачивают оторочку 1%-ного раствора карбоксиметилцеллюлозы и 0,5% бентонитовой глины, определяют профиль приемистости скважины и запускают скважину в работу. По результатам повторных геолого-физических исследований установлено снижение приемистости наиболее проницаемых интервалов и подключение к разработке неработающих низкопроницаемых интервалов. В добывающих скважинах наблюдается снижение обводненности и увеличение дебитов по нефти.

При использовании способа по прототипу достигаемые результаты (выравнивание профиля приемистости, подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон, прирост коэффициента нефтеотдачи) значительно ниже, чем при использовании разработанного способа. Это обусловлено тем, что при закачке растворов полимеров малой вязкости не достигается эффективного перераспределения фильтрационных потоков и вытеснение нефтей повышенной вязкости. Кроме того, при закачке суспензий низкой стабильности дисперсные частицы осаждаются на забое нагнетательной скважины и не проникают в объем пласта.

Таким образом, использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая трещиноватые, и нефтями различной вязкости.

Источники информации.

1. А. с. N 1778280, кл. E 21 В 43/12, 1992 г.

2. Пат. РФ N 2090746, кл. E 21 В 43/22, 1997 г.

3. Пат. РФ N 2078917, кл. E 21 В 43/22, 1997 г. - ПРОТОТИП.