способ изоляции обводнившихся участков пласта

Формула изобретения

Способ изоляции обводнившихся участков пласта, включающий последовательную закачку в пласт осадкообразующего и гелеобразующего составов, приготовленных на основе водного раствора силиката натрия и хлорида кальция, отличающийся тем, что дополнительно в пласт закачивают водный раствор полимера, при этом водный раствор полимера закачивают в чередовании с составами и/или в смеси по крайней мере с одним из них и в количестве, обеспечивающем расход полимера 0,05-1,5% к объему гелеобразующего состава.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока воды в добывающих нефтяных или газовых скважинах для создания водонепроницаемых экранов, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ изоляции обводнившихся участков пласта, применяемый для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, предусматривающий последовательную закачку в пласт осадкообразующего состава, содержащего силикат натрия (калия), хлорид кальция, хлорид натрия и воду, и гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия (калия), хлорид кальция и воду [1].

Эффективность известного способа снижается из-за неравномерного распределения в пласте закачиваемых составов, что ведет к повышению обводненности и снижению добычи нефти.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является снижение обводненности и увеличение добычи нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе изоляции обводнившихся участков пласта, включающем последовательную закачку в пласт осадкообразующего и гелеобразующего составов, приготовленных на основе водного раствора силиката натрия и хлорида кальция, дополнительно в пласт закачивают водный раствор полимера, при этом водный раствор полимера закачивают в чередовании с составами и/или в смеси по крайней мере с одним из них и в количестве, обеспечивающем расход полимера 0,05-1,5% к объему гелеобразующего состава.

При этом водный раствор полимера можно закачивать в следующих вариантах:

до закачки гелеобразующего состава;

одновременно с закачкой гелеобразующего состава;

после закачки гелеобразующего состава;

до и одновременно с закачкой гелеобразующего состава;

до и после закачки гелеобразующего состава;

одновременно и после закачки гелеобразующего состава;

до, одновременно и после закачки гелеобразующего состава.

В качестве полимера могут быть использованы ПАА (полиакриламиды марок “Accotroll S-622”, “PDA-1040” и др.), КМЦ и другие.

По данным геофизических исследований пласта и текущего состояния его разработки определяют объем (V) закачиваемого состава, зависящий от радиуса обработки (R), толщины пропластка (h) и пористости (m): V=R²hm.

Подготовку осадкообразующего и гелеобразующего составов осуществляют по известным технологиям, описанным, например, в прототипе.

Для реализации варианта, когда полимер закачивают одновременно с гелеобразующим составом, одновременно в отдельных емкостях готовят раствор хлорида кальция (ГОСТ 450-77) и раствор силиката натрия (ГОСТ 13078-81), а водорастворимый полимер, например карбоксиметилцеллюлозу (ТУ 6-55-40-990), добавляют в обе или в одну из емкостей. Смешивание растворов производят на устье скважины при закачке их в пласт. Воду можно использовать как пресную, так и минерализованную.

Экспериментально установлено, что при любом варианте добавления водорастворимых полимеров существенно меняются реологические свойства раствора силикатного геля, который становится более вязким и пластичным, а структура геля становится более устойчивой. На моделях пласта отмечено, что за счет повышенной вязкости закачиваемый состав проникает в основном в высокопроницаемые промытые водой пропластки и в значительно меньшей мере проникает в зоны с пониженной проницаемостью.

Ощутимый эффект проявляется при введении в пласт не менее 0,05% полимера относительно объема гелеобразующего состава, содержащего, мас.%: силикат натрия 5-10; хлорид кальция 0,2-2; вода - остальное.

При добавлении полимера свыше 1,5% эффективность воздействия на пласт существенно не меняется.

Обработанный полимером гелеобразующий состав при прогреве в пласте, имеющем более высокую температуру, образует прочный гель, препятствующий дальнейшему проникновению воды.

Незначительная часть гелеобразующего состава может проникнуть в низкопроницаемые зоны. В этом случае в скважину закачивают раствор каустической соды и производят выдержку в течение времени, достаточном для разрушения проникшего в низкопроницаемую зону геля.

Способ изоляции обводнившихся участков пласта иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. На опытном участке нефтяного пласта с проницаемостью 167 мД, находящегося на поздней стадии разработки, наблюдался прогрессирующий рост обводненности добываемой жидкости. Текущий коэффициент нефтеотдачи составлял 23,1%. Было предложено согласно способу обработать очаговую нагнетательную скважину с приемистостью 470 м³/сутки.

В пласт были последовательно закачаны 30 м³ 0,1%-го раствора полимера, затем 60 м³ осадкообразующего состава на основе силиката натрия и хлорида кальция, а затем гелеобразующий состав на основе силиката натрия и минерализованной воды, дополнительно содержащий 0,05% полимера (полиакриламид марки РДА-1040).

После обработки приемистость скважины снизилась на 27%, а через 5 месяцев на опытном участке обводненность добываемой жидкости снизилась на 4,8%, дебит по нефти вырос на 1,6 т/сутки, а коэффициент реагирования скважины составил 0,73. Прогнозируемая продолжительность технологического эффекта составит не менее 11 месяцев.

Пример 2. На опытном участке нефтяного пласта с проницаемостью 138 мД наблюдался прогрессирующий рост обводненности добываемой продукции. По отдельным скважинам участка рост обводненности составил в среднем 1,4 % в месяц. Текущий коэффициент нефтеотдачи составлял 17,2%. Для ликвидации прорыва воды предложено согласно способу обработать очаговую нагнетательную скважину с приемистостью 535 м³/сутки.

В пласт были последовательно закачаны 25 м³ 0,3%-го раствора полимера, затем 70 м³ осадкообразующего состава на основе силиката натрия и хлорида кальция и дополнительно 25 м³ 0,3%-го раствора полимера, после чего закачали гелеобразующий состав на основе силиката натрия и хлорида кальция, дополнительно содержащий 0,1% полимера. В качестве полимера использована карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-500.

После обработки приемистость скважины снизилась на 16%, рост обводненности прекратился. Через 2 месяца на опытном участке обводненность добываемой жидкости снизилась на 3,4%, дебит по нефти вырос в среднем на 1,22 т/сутки. Прогнозируемая продолжительность технологического эффекта составит не менее 9 месяцев.

Эффективность разработанного и известного способов исследована в лабораторных условиях. Проведена оценка их изолирующего действия и влияния на процесс фильтрации жидкости, прокачиваемой через неоднородную модель нефтяного пласта. Оценку эффективности проводили по изменению скорости фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения.

Исследования проведены на модернизированной установке типа “УИПК”, моделирующей пластовые условия и позволяющей поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 147 до 848 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 2,7-4,2. Подготовку модели пласта и жидкостей к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 “Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами”.

Модель пласта с соотношением проницаемостей колонок, равным 2,9, насыщают последовательно водой с содержанием солей кальция и магния 2,5 г/л и солей натрия 18 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют при температуре 75°С и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.

В соответствии со способом в модель пласта последовательно закачали 0,1 порового объема (V_пор) 0,3%-го раствора полимера, затем 0,2 V_пор осадкообразующего состава на основе силиката натрия и хлорида кальция и дополнительно 0,1 V_пор 0,3%-го раствора полимера. Далее закачали гелеобразующий состав на основе силиката натрия и хлорида кальция объемом 0,1 V_пор, дополнительно содержащий 0,1% полимера, в качестве которого использована карбоксиметилцеллюлоза КМЦ-500. По окончании обработки через модель пласта прокачивали минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Замерялись скорости фильтрации жидкости через колонки и давление в системе. Рассчитан прирост коэффициента нефтевытеснения.

Аналогичным образом проведены испытания при других соотношениях реагентов. Эффективность способа по прототипу оценена в тех же условиях. Результаты опытов представлены в таблице.

Полученные результаты показывают, что использование предложенного способа позволяет добиться более существенного перераспределения скоростей фильтрационных потоков в неоднородных пластах по сравнению со способом по прототипу. Это обусловлено формированием в пористой среде полимерного геля, структурированного неорганическим (силикатным) осадком и/или гелем. При этом такая гелеобразная система более интенсивно

взаимодействует с породой пласта и выдерживает более высокие градиенты давления при закачке воды, что позволяет увеличить эффективность и продолжительность воздействия на модель пласта. В конечном счете, это приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти.

Источник информации

1. Патент РФ № 2087698, МКИ⁷ Е 21 В 43/32, 1995.