способ регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта

Формула изобретения

Способ регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта, включающий двухстадийную закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования, отличающийся тем, что используют гелеобразующий раствор в виде кислотного раствора алюмосиликата или жидкого стекла, причем на первой стадии закачивают указанный гелеобразующий раствор с концентрацией выше порога гелеобразования, а на второй стадии закачивают тот же раствор с концентрацией ниже порога гелеобразования, содержащий дополнительно комплексообразующую добавку, в качестве комплексообразующей добавки используют, по крайней мере, одну водорастворимую органическую кислоту.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости неоднородных терригенных пластов с использованием составов на основе химических реагентов.

Известны способы регулирования проницаемости неоднородных пластов, основанные на использовании щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е. Н. Сафонов, Р.Х. Алмаев "Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана" - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с. 128-138). Недостатком известных способов является недостаточная эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта (патент РФ 2128281, МПК⁶ Е 21 В 43/22), включающий двухстадийную закачку в пласт гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования. Недостатком его является недостаточная эффективность.

При разработке неоднородных нефтяных коллекторов существует проблема комплексного регулирования разработки. Последнее требует одновременного воздействия на высокопроницаемые водопроводящие пропластки с целью снижения или прекращения движения вытесняющего агента (например, воды), повышения приемистости низкопроницаемых и плохо дренированных участков и пропластков, а также регулирование проницаемости среднепроницаемых участков и пропластков неоднородного коллектора. Желательно, чтобы комплексное воздействие на неоднородный пласт осуществлялось при использовании минимального набора химических реагентов. Задачей изобретения является повышение эффективности за счет комплексного характера воздействия на проницаемость неоднородного пласта.

Указанная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта, включающем двухстадийную закачку в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора, продавку его в пласт водой и остановку на время гелеобразования, используют гелеобразующий раствор в виде кислотного раствора алюмосиликата или жидкого стекла, причем на первой стадии закачивают указанный гелеобразующий раствор с концентрацией выше порога гелеобразования, а на второй стадии тот же раствор с концентрацией ниже порога гелеобразования, содержащий дополнительно комплексообразующую добавку, в качестве комплексообразующей добавки используют, по крайней мере, одну водорастворимую органическую кислоту.

Отличие заявляемого способа от известного заключается в том, что используется гелеобразующий раствор в виде кислотного раствора алюмосиликата или жидкого стекла, причем на первой стадии закачивают гелеобразующий раствор с концентрацией выше порога гелеобразования, а на второй стадии закачивают тот же раствор с концентрацией ниже порога гелеобразования, содержащий дополнительно комплексообразующую добавку, в качестве комплексообразующей добавки используют, по крайней мере, одну водорастворимую органическую кислоту. Снижение концентрации химического реагента в каждой последующей оторочке известно (патент РФ 2146002), однако именно заявляемая совокупность существенных признаков, а именно использование различия физико-химических свойств растворов гелеобразователя при концентрациях гелеобразователя выше и ниже порога гелеобразования позволяет одному и тому же химическому реагенту на первом этапе снижать проницаемость высокопроницаемых зон и пропластков, а на втором этапе - повышать проницаемость низко- и среднепроницаемых плохо дренированных участков неоднородного пласта. На основании вышеизложенного можно сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "изобретательский уровень".

В заявляемом способе используются растворимые в сильных кислотах природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства, а также техническое жидкое стекло (силикат натрия). Могут быть использованы: нефелин (ТУ 113-12-54-89), синтетические цеолиты (например, цеолит для CMC по ТУ 38.1011366-94), отходы производства цеолитов (цеолитные шламы), высокоглиземистый цемент и т.п. Жидкое стекло может быть водным раствором силиката натрия, например, по ГОСТ 13078-81, или порошкообразным (сухим), например по ТУ 2145-015-13002578-94. Для приготовления закачиваемых растворов используются сильные неорганические кислоты, в том числе, техническая ингибированная или неингибированная соляная кислота, серная кислота, азотная кислота, отработанная серная кислота и т.п. В качестве комплексообразующей добавки используют водорастворимые органические кислоты и их смеси (например, лимонная кислота, уксусная кислота и т.п.), способные образовывать устойчивые комплексы с ионами железа и предотвращающие повторное выпадение железосодержащих осадков.

Способ осуществляют путем последовательной закачки в пласт рабочих растворов и воды из системы поддержания пластового давления. Рабочие растворы готовят путем растворения неорганического гелеобразователя в растворах сильных неорганических кислот. Используемую для приготовления рабочих растворов кислоту готовят смешением товарных форм кислот с пресной или минерализованной водой.

Эффективность заявляемого способа достигается следующим способом. Растворы неорганических гелеобразователей в кислотах имеют коллоидную природу. Коллоидные частицы образуются путем поликонденсации кремниевой кислоты и ее олигомеров, образующейся при растворении алюмосиликатов или жидкого стекла в сильных кислотах. Размеры коллоидных частиц меньше или соизмеримы с размерами пор нефтяного коллектора. Избыток кислоты создает кислую среду, стабилизирующую коллоидные частицы. При концентрации гелеобразователя выше порога гелеобразования через определенное время (время гелеобразования) происходит образование из золя геля. Закачка и продавка гелеобразующего раствора с концентрацией выше порога гелеобразования в неоднородный пласт и, затем, выдержка для завершения процессов гелеобразования и упрочнения геля будет приводить к снижению или прекращению фильтрации вытесняющего агента (например, воды) в водопроводящие высокопроницаемые пропластки и каналы пласта. Вязкость свежеприготовленного кислотного раствора неорганического гелеобразователя мало отличается от вязкости воды, поэтому основное количество рабочего раствора будет попадать в высокопроницаемые зоны. При концентрации гелеобразователя ниже порога гелеобразования геля не образуется и раствор представляет собой стабильный золь. Комплексообразующая добавка способствует росту стабильности золя. Закачка раствора гелеобразователя с концентрацией ниже порога гелеобразования и добавкой комплексообразователя (второго рабочего раствора) будет приводить к очистке призабойной зоны пласта и плохо дренированных пропластков от неорганических загрязнений и техногенных примесей, растворению карбонатной составляющей породы и цемента коллектора. Кремниевая кислота и соли двух- и трехвалентных металлов (образующиеся при растворении алюмосиликатов в кислоте) будут уменьшать набухание глин. Комплексообразующая добавка будет способствовать удалению из призабойной зоны пласта железной окалины и предотвратит повторное выпадение осадка. Т.е. закачка второго рабочего раствора будет приводить к увеличению проницаемости низкопроницаемых и плохо дренированных участков пласта. По мере движения второго рабочего раствора в пласте будет происходить постепенное расходование стабилизатора золя - кислоты и укрупнение частиц золя за счет реакции поликонденсации кремниевой кислоты, что будет приводить к потере агрегативной и седиментационной устойчивости золя и осаждению частиц. Последнее приведет к снижению проницаемости удаленных от забоя частей пласта. Так как растворы гелеобразователя могут проникать практически только в водосодержащие (промытые) участки пласта, то снижение проницаемости будет происходить в средне- и высокопроницаемых участках и пропластках, удаленных от призабойной зоны. Таким образом, в результате воздействия происходит комплексное регулирование проницаемости неоднородного пласта и увеличивается глубина воздействия. Все это будет приводить к увеличению эффективности воздействия по сравнению с прототипом.

Рассмотрим примеры осуществления известного способа и предлагаемого способа в промысловых условиях.

Пример 1. Объект испытания по прототипу - очаг воздействия, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 115 м³/сут, обводненность продукции добывающих скважин - 91-97%. Пласт представлен терригенными коллекторами, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,24 мкм², средняя пористость - 0,23. Среднесуточный дебит нефти на одну скважину - 0,8-2,1 т (среднее значение 1,7 т). После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачали 16 м³ 8% раствора нефелина в 8% растворе соляной кислоты (гелеобразующий состав) и, затем, продавили в пласт 30 м³ сточной водой плотностью 1116 кг/м³. После завершения работ скважину установили на реагирование на 4 суток. Затем скважину пустили в работу под нагнетание сточной воды.

В результате воздействия обводненность нефти по добывающим скважинам снизилась до 89-93% (в среднем на 3%), среднесуточный дебит нефти возрос на 0,2 т (на 11,8%).

Пример 2. Предлагаемый способ. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,21 мкм² и пористостью 0,22. Приемистость нагнетательной скважины - 145 м³/сут, обводненность добываемой продукции добывающих скважин - 93-96%. Среднесуточный дебит по нефти 1,1-2,8 т (среднее значение 1,9 т).

В нагнетательную скважину закачивают 16 м³ 8% раствора нефелина в 8% соляной кислоте, продавливают в пласт 30 м³ сточной воды (плотность 1118 кг/м³) и останавливают на реакцию на 4 суток. Затем в пласт закачивают 60 м³ кислотного раствора, содержащего 1% нефелина и 0,5% синтетической уксусной кислоты в 5% соляной кислоте, после чего продолжают нагнетание сточной воды из системы поддержания пластового давления.

В результате воздействия обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась до 85-89%, т.е. в среднем на 9%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,55 т/сут, т.е. на 28,9%.

На основании анализа динамики показателей эксплуатации скважин можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить обводненность продукции (по сравнению с прототипом в 4,5 раза) и увеличить дебиты скважин по нефти (по сравнению с прототипом на 0,35 т/сут).

Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому способу являются нефтяные месторождения с неоднородными терригенными коллекторами и находящиеся на средней или поздней стадиях разработки.