способ регулирования проницаемости неоднородного пласта

Формула изобретения

Способ регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя, при этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас. %:

Алюмосиликаты - 2,0-4,0

Соляная кислота - 4,0-8,0

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородных коллекторов путем регулирования проницаемости гелеобразующей композицией на основе цеолита и соляной кислоты (А.В.Овсюков и др. Исследование гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, 11, 1996, с.25). Недостатком известного технического решения является невысокое снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в закачке эмульсеобразующего и гелеобразующего растворов (патент 2148160, Е 21 В 43/22, 43/32). Недостатком известного технического решения является низкая степень выработки запасов нефтяной залежи.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет более полного охвата вытеснением нефти из застойных слабодренируемых зон залежи путем закачки в добывающие скважины высокоэффективных составов химреагентов с селективным воздействием.

Указанная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду, после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя, при этом гелеобразующий раствор содержит указанные реагенты в следующем соотношении, мас.%:

Алюмосиликаты - 2,0-4,0

Соляная кислота - 4,0-8,0

Вода - Остальное

При заводнении неоднородных пластов закачиваемая вода движется по высокопроницаемым прослоям, что приводит к опережающему обводнению добывающих скважин при незначительной доле охваченных заводнением запасов нефти.

Поэтому одной из основных задач воздействия на пласт и в первую очередь на призабойную зону пласта является снижение водопроницаемости более проницаемых пропластков, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин и профилей отдачи добывающих скважин, извлечению нефти из слабодренируемых прослоев, а следовательно, к уменьшению объемов попутно добываемой воды и в конечном итоге к повышению нефтеотдачи пластов.

Физико-химическая сущность применения предложенной технологии заключается в образовании эмульсии в пласте в результате последовательной закачки нефтяной оторочки и водного раствора алюмосиликата в соляной кислоте. Дисперсной фазой образовавшейся эмульсии является раствор алюмосиликата в соляной кислоте, а дисперсионной средой является нефть. Дисперсионная среда (нефть) предохраняет коллектор от снижения фазовой проницаемости для нефти. В результате образовавшийся гель фильтруется по высокопроницаемым трещинам и процентное соотношение компонентов в смеси алюмосиликата и водного раствора соляной кислоты не уменьшается, что способствует получению максимального объема геля. Частицы геля соизмеримы с размерами пор, поэтому при обратной фильтрации из высокопроницаемой зоны в низкопроницаемую закупориваются высокопроводящие каналы. Создаются условия продвижения рабочего агента по низкопроницаемым, непромытым зонам и вытеснение из них нефти. Оторочка растворителя закачивается с целью очистки нефтенасыщенных пропластков.

По сравнению с прототипом данное техническое решение способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт и увеличению эффективности обработки. Свойства коллоидных частиц алюмосиликатов и нефти обеспечивают высокую прочность и стабильность образующейся диспергированной гелевой системы в пласте, способной к эффективному закупориванию в высокопроницаемой зоне пласта.

В предлагаемом техническом решении используются природные (нефелин) и синтетические (цеолит) алюмосиликаты. Нефелин - минерал содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, железа, выпускается по ТУ 113-12-54-89.

Цеолит - минерал содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, калия, выпускается по ТУ 381011366-94.

Кислота соляная синтетическая техническая выпускается в соответствии с ГОСТ 857-88, прозрачная бесцветная, желтоватая или желтая жидкость. Представляет собой водный раствор хлористого водорода (НС1) с концентрацией 31,5-35,0% в зависимости от марки. В качестве растворителя можно использовать следующие марки: нефрас, ЖОУ, нестабильный бензин, ШФЛУ и т.д.

Способ осуществляется следующим образом.

Останавливают добывающую скважину, извлекают из скважины насосное оборудование. Агрегатом оценивают приемистость скважины при давлении закачки, не превышающем давление гидроразрыва. Спускают НКТ (скошенный конец) ниже интервала перфорации и промывают скважину. НКТ поднимают до нижних дыр перфорации. Последовательно закачивают оторочку нефти, затем приготовленный объем водного раствора алюмосиликата в соляной кислоте и отдельно оторочку растворителя. После завершения технологического процесса скважину останавливают на реагирование на 48 часов.

Сравнение известного и предлагаемого способов проведены по результатам лабораторных и промысловых опытов.

Пример 1. Сравнение способов в лабораторных условиях осуществлено по оценке степени снижения проницаемости пористой среды до и после воздействия. В опытах по фильтрации использована модель пористой среды длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненная кварцевым песком или молотым известняком фракции 0,05-1,20 мм. Керны предварительно насыщались сточной водой плотностью 1140 кг/м³ или нефтью Уршакского месторождения плотностью 769 кг/м³. Фильтрация проводилась при постоянном перепаде давления. Закачивали 50 мл гелеобразующего состава и по 25 мл эмульсеобразующей композиции до и после гелеобразующей оторочки по прототипу, а также изучены фильтрационные свойства при использовании на модели пласта предлагаемого способа регулирования проницаемости. Для этого закачивали 16 мл нефти, затем приготовленный отдельно весь объем гелеобразующей оторочки на основе водного раствора цеолитсодержащего компонента и соляной кислоты (16 мл). Затем продавили небольшой объем растворителя (нефрас) - 8 мл. Фильтрацию остановили на технологическую паузу, составляющую 48 часов. Результаты фильтрационных опытов при применении известного технического решения и предлагаемого способа регулирования проницаемости представлены в табл. 1. Оказалось, что заявляемый способ позволяет значительно снизить водопроницаемость, что свидетельствует о глубине проникновения изолирующих материалов и степени охвата воздействием. Снижение проницаемости модели пласта по воде при применении предлагаемого метода составило до 98,7%.

Пример 2. Известный способ испытан на опытном участке, включающем 1 нагнетательную и 4 добывающих скважины (пласт Д1). Проницаемость пласта 0,18... 0,24 мкм². Обводненность добываемой продукции окружающих добывающих скважин очага воздействия 93...96%, среднесуточный дебит нефти 3,2-6,4 м³/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина - 5,7 м.

Закачка эмульсегелеобразующих составов осуществлялась в нагнетательную скважину. Гелеобразующая оторочка включала 2 т цеолита в 24 м³ 22%-ного алюмохлорида и 20 м³ раствора 8% соляной кислоты. До и после закачки гелеобразующего состава подавали эмульсеобразующую оторочку в объеме по 24 м³ (0,5 м³ неонола АФ₉6 и 23,5 м³ нефти). После завершения технологического процесса по закачке эмульсе- и гелеобразующих композиций скважину останавливали на реагирование в течение 72 часов.

В результате применения данного метода воздействия на пласт получены следующие технологические показатели: дополнительная добыча нефти составила 6170 т, снижение обводненности добываемой продукции скважин - от 20 до 50%.

Рассмотрим пример выполнения предлагаемого способа регулирования проницаемости на добывающих скважинах.

Пример 3. В добывающую скважину со среднесуточным дебитом нефти 5,4 м³/сут с высокой обводненностью добываемой продукции (91%) закачали последовательно 8 м³ нефти, затем 8 м³ гелеобразующего состава на основе цеолита и соляной кислоты, и 4 м³ растворителя Нефрас-С4-155/200. После обработки скважину остановили на технологическую паузу в течение 2-х суток. После пуска скважины обводненность скважины воздействия установилась на уровне 55%, также в очаге воздействия отреагировали и другие добывающие скважины (обводненность еще двух скважин снизилась на 48%). Анализируемый период после воздействия в данном очаге воздействия составил 23 месяца. Прирост добычи нефти по очагу составил 8900 т, снижение попутно добываемой воды - 101,5 тыс.м³.

Заявляемый способ регулирования проницаемости неоднородного пласта позволяет: увеличить охват пласта воздействием, снизить объемы попутно добываемой воды и обводненность добываемой продукции и, в конечном итоге, повысить нефтеотдачу пластов.

При осуществлении данного способа воздействия использованы доступные и экологически чистые химреагенты, причем в небольших объемах на одну скважино-обработку.