способ регулирования проницаемости нефтяного пласта

Формула изобретения

1. Способ регулирования проницаемости нефтяного пласта путем закачки через нагнетательную скважину приготовленной при перемешивании при 20°С в течение 1-5 суток смеси глинистой суспензии с концентрированным водным раствором щелочного реагента и продавливания минерализованной водой, отличающийся тем, что осуществляют закачку до указанной смеси - приготовленной при перемешивании при температуре 50-90°С в течение 2 суток смеси глинистой суспензии с концентрированным водным раствором щелочного реагента, а после указанной смеси - изолирующей оторочки глинистой суспензии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную закачку осуществляют при объемном соотношении приготовленной при температуре 50-90°С и приготовленной при температуре 20°С указанных смесей, равном от 1:4 до 4:1.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости нефтяного пласта при заводнении закупоркой высокообводненного коллектора.

Известен способ разработки нефтяного пласта последовательной закачки глинистой суспензии в смеси с щелочным реагентом и минерализованной воды (пат. РФ №2086758, МПК⁶ Е 21 В 43/22, 1997 г.). Однако способ не обеспечивает образование максимального количества осадка в пластовых условиях.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ регулирования проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки через нагнетательную скважину предварительно приготовленной смеси глинистой суспензии с водным раствором каустической соды и минерализованной воды (пат. РФ №2167279, МПК⁷ Е 21 В 43/22, 2001 г.). Однако подобная обработка глинистой суспензии раствором каустической соды не обеспечивает высокую степень закупорки обводненного коллектора.

Задачей изобретения является повышение эффективности снижения проницаемости обводненного коллектора за счет повышения закупоривающей способности закачиваемых агентов.

Поставленная задача решается тем, что в способе регулирования проницаемости нефтяного пласта путем закачки через нагнетательную скважину предварительно приготовленной при перемешивании при 20°С в течение 1-5 суток смеси глинистой суспензии с концентрированным водным раствором щелочного реагента и продавливания минерализованной водой осуществляют закачку до указанной смеси - приготовленной при перемешивании при температуре 50-90°С в течение 2 суток смеси глинистой суспензии с концентрированнным водным раствором щелочного реагента, а после указанной смеси - изолирующей оторочки глинистой суспензии. Причем указанную закачку осуществляют при объемном соотношении приготовленной при температуре 50-90°С и приготовленной при температуре 20°С указанных смесей, равном от 1:4 до 4:1. Обработка глинистой суспензии с концентрированными водными растворами каустической соды и/или жидкого стекла при повышенных температурах (50-90°С) приводит к увеличению доли образования водорастворимых силикатов, соответственно, объема осадка при взаимодействии с минерализованной водой в наиболее обводненном коллекторе. Последующее закачивание смеси глинистой суспензии и щелочного реагента, выдержанной в течение 1-5 суток при температурах, близких 20°С, способствует проникновению в менее проницаемый коллектор. Такой способ закачивания позволяет увеличить глубину воздействия вытесняющим агентом и долю вытесняемой нефти.

В опытах применялись следующие реагенты: глинопорошок (ГОСТ 25795-83), каустическая сода (ГОСТ 2263-79) и жидкое стекло (ГОСТ 13078-81)

Сравнение известного и предлагаемого способов проведено по результатам лабораторных опытов по определению объемов осадка, образующегося при смешении обработанной щелочной суспензии с минерализованной водой, по снижению проницаемости искусственных кернов при фильтрации минерализованной воды и обработанной щелочной суспензии и по результатам промысловых испытаний.

Пример 1

Смеси 100 мл каустической соды, 42%-ной концентрации, 300 мл 20%-ной глинистой суспензии и 100 мл 28%-ного жидкого стекла обрабатывают в течение 5 суток при температуре 20°С и при повышенных температурах от 20 до 90°С в течение 2 суток. 100 мл обработанной щелочной суспензии перемешивают с 200 мл минерализованной пластовой воды плотностью 1167 кг/м³ и отстаивают еще в течение 4 часов. Объем осадка определяли по верхнему мениску гелеобразной массы или по нижней границе осветленного раствора.

По результатам, приведенным в табл. 1, видно, что при обработке глинистой суспензии каустической содой нагревом до 90°С объем осадка, образующегося с минерализованной водой, возрастает в 1,7-3,5 раза. Наибольший рост объема осадка наблюдается при температурах 50-90°С. Дальнейшее увеличение температуры вызывает потерю воды испарением. Относительное увеличение объема осадка происходит при высоких концентрациях каустической соды. Добавление в дисперсию жидкого стекла и увеличение концентрации глинопорошка позволяет достичь больших объемов образующегося осадка.

Пример 2

Опыты по фильтрации щелочной глинистой суспензии проводили при постоянном перепаде давления с искусственным керном длиной 300 мм и диаметром 50 мм. Насыпные керны приготовлены из кварцевого песка фракций 0,05-1,20 мм. Керны насыщались минерализованной пластовой водой плотностью 1167 кг/м³. Обработанная при соответствующей температуре щелочная глинистая суспензия прокачивается в керн путем изолирования 10 мл дистиллированной водой до и после оторочки суспензии. В керн прокачивалась изолирующая оторочка из 10 мл дистиллированной воды, за ней 100 мл щелочной глинистой суспензии, вторая изолирующая оторочка из 10 мл дистиллированной воды. Процесс осадкообразования моделировали закачиванием 200 мл минерализованной воды. Проницаемость кернов определяли до первой изолирующей оторочки и после осадкообразующей минерализованной воды. Результаты приведены в табл. 2.

По мере увеличения температуры обработки глинистой суспензии каустической содой наблюдается рост закупоривающих свойств смеси при последовательной фильтрации ее с минерализованной пластовой водой через насыпной искусственный керн. Наиболее эффективное снижение проницаемости происходит в интервале температур 40-90°С, в этом интервале закупоривающая способность щелочной глинистой суспензии возрастает с 51-57% до 72-81%, т.е. в 1,3-1,4 раза.

Оптимальной продолжительностью высокотемпературной обработки глинистой суспензии является 2 суток, дальнейшее увеличение продолжительности не приводит к росту закупоривающей способности суспензии (табл. 3).

Последовательное закачивание щелочных глинистых суспензий, обработанных при температуре 70 и 20°С, позволяет достигать более высокую степень закупорки кернов. По мере увеличения объема суспензии, выдержанной при 70°С, наблюдается снижение проницаемости образца. Максимальное снижение проницаемости (93-97%) получено при объемном соотношении щелочных суспензий, обработанных при температуре 20 и 70°С, равном 30 мл : 70 мл. Оптимальным пределом объемных соотношений может быть принят от 1:4 до 4:1 (табл. 4).

Пример 3 (по прототипу).

В участок нефтеносного горизонта С_bоb через нагнетательную скважину закачивается смесь 8 м³ 20%-ной глинистой суспензии и 6 м³ 42%-ной каустической соды, приготовленной перемешиванием при температуре 20°С в течение 5 суток. Смесь продавили 16 м³ минерализованной водой плотностью 1170 кг/м ³. Щелочной раствор от сточной воды изолируется 1 м ³ глинистой суспензии. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования, затем пускают в работу. Из трех окружающих скважин за 12 месяцев дополнительно добыто 420 т нефти. Объем попутно добываемой воды уменьшился на 3120 м³.

Пример 4. В участок нефтеносного горизонта С_bоb через нагнетательную скважину закачивают смесь 5 м³ глинистой суспензии и 5 м³ 42%-ной каустической соды, приготовленную перемешиванием при температуре 80°С в течение 2 суток. Затем закачивают смесь 3 м³ глинистой суспензии и 3 м³ каустической соды, приготовленную перемешиванием при температуре 20°С в течение 5 суток. Щелочные растворы от минерализованной воды изолируются 1 м³ глинистой суспензии. Реагенты и изолирующая оторочка продавливаются 16 м минерализованной воды плотностью 1170 кг/м³. Скважина останавливается на 72 часа для реагирования, затем пускают в работу. Из двух ближайших скважин за 12 месяцев дополнительно добыто 680 т нефти. Объем попутно добываемой воды уменьшился на 5230 м³.

Пример 5. В участок нефтеносного горизонта С_bоb через нагнетательную скважину закачивают смесь 8 м³ 20%-ной глинистой суспензии и 8 м³ жидкого стекла, приготовленную перемешиванием при температуре 20°С в течение 5 суток. Смесь изолируют 1 м³ глинистой суспензии и продавливают 16 м³ минерализованной воды плотностью 1170 кг/м³. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования, затем пускают в работу. Из двух окружающих скважин за 12 месяцев дополнительно добыто 480 т нефти. Объем попутно добываемой воды уменьшился на 2800 м³ .

Пример 6. В участок нефтеносного горизонта С_bоb через нагнетательную скважину закачивается смесь 5 м³ 20%-ной глинистой суспензии и 5 м³ жидкого стекла, приготовленная перемешиванием при температуре 80°С в течение 2 суток. За ней закачивается смесь 3 м³ глинистой суспензии и 3 м³ жидкого стекла, приготовленная перемешиванием при температуре 20°С в течение 5 суток. Смеси сначала продавливаются 1 м³ глинистой суспензии, за ним - 16 м³ минерализованной воды плотностью 1170 м³. Скважину останавливают на 72 часа для реагирования и запускают в работу. Из трех окружающих скважин за 12 месяцев дополнительно добыто 768 т нефти, объем попутно добываемой воды уменьшился на 5850 м³.

Сравнение предлагаемого способа последовательной закачки глинистой суспензии, приготовленной при температуре 50-90°С и 20°С концентрированным водным раствором щелочного реагента, с известным методом, показывает на увеличение закупоривающей способности закачиваемого агента в лабораторных условиях в 1,5-1,8 раза. В промысловых условиях дополнительная добыча нефти увеличивается в 1,6 раза, объем попутно добываемой воды снижается в 1,7-2,0 раза. Технология не требует создания нового оборудования и может быть осуществлена существующими техническими средствами.