способ регулирования проницаемости терригенного коллектора

Формула изобретения

1. Способ регулирования проницаемости терригенного коллектора путем закачки в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты, отличающийся тем, что гелеобразующий раствор закачивают с регулируемым временем гелеобразования и суточными оторочками, причем подбирают состав гелеобразующего раствора, обеспечивающий время гелеобразования каждой предыдущей оторочки на 1 сутки больше, чем последующей, после закачки 40,0...90,0% объема гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты закачивают суточную гелеобразующую композицию последовательными оторочками: оторочку водного раствора соляной кислоты; оторочку пресной воды; оторочку гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - Гивпан и пресной воды; оторочку пресной воды и еще раз оторочку водного раствора соляной кислоты, причем водный раствор соляной кислоты, пресную воду и гидролизированные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила подают при соотношении компонентов 2:1:2, затем гелеобразующую композицию продавливают сточной водой и останавливают скважину на технологическую паузу, после технологической паузы закачивают суточными оторочками оставшийся объем гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты и еще раз продавливают сточной водой, при этом время гелеобразования первой оторочки оставшегося объема рассчитывают по формуле

t=(1-M/100)V/q+0,5,

где t - время гелеобразования первой оторочки оставшегося объема, сут;

М = 40...90% - объем закачанного гелеобразующего раствора, %;

V - общий объем закачиваемого гелеобразующего раствора, м³;

q - объем суточной закачки гелеобразующего раствораты, м³/сут.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что суточную гелеобразующую композицию закачивают объемом, равным 5...50q.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что гелеобразующую композицию и гелеобразующий раствор продавливают сточной водой объемом, равным суточному объему гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов, содержащий полимер акрилового ряда и сшивающий агент (патент РФ 2058479, МПК Е 21 В 43/22, 20.04.96 г.).

Недостатком известного технического решения является невысокая технологическая эффективность при извлечении остаточной нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования проницаемости неоднородного терригенного пласта путем закачки в пласт через скважину гелеобразующего кислотного раствора с концентрацией выше порога гелеобразования - на первой стадии, а на второй стадии закачивают тот же раствор с концентрацией ниже порога гелеобразования, содержащий дополнительно комплексообразующую добавку (патент РФ 2184841, МПК Е 21 В 43/22, 10.07.2002 г.).

Недостатком этого способа является низкая эффективность вследствие незначительного снижения проницаемости промытых зон пласта.

Задачей изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого терригенного коллектора путем создания прочных гелевых блоков в пласте.

Указанная задача достигается тем, что в способе регулирования проницаемости терригенного коллектора путем закачки в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты, гелеобразующий раствор закачивают с регулируемым временем гелеобразования и суточными оторочками, причем подбирают состав, обеспечивающий время гелеобразования каждой предыдущей оторочки на 1 сутки больше, чем последующей, после закачки 40,0...90,0% объема гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты закачивают суточную гелеобразующую композицию, причем закачку осуществляют последовательными оторочками: оторочку водного раствора соляной кислоты, оторочку пресной воды; оторочку гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - Гивпан и пресной воды; оторочку пресной воды и оторочку водного раствора соляной кислоты, причем водный раствор соляной кислоты, пресную воду и гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрилонитрила с пресной водой подают при соотношении 2:1:2, затем гелеобразующую композицию продавливают сточной водой и останавливают скважину на технологическую паузу, после технологической паузы закачивают суточными оторочками оставшийся объем гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты и еще раз продавливают сточной водой, причем время гелеобразования первой оторочки оставшегося объема рассчитывают по формуле

t= (1-M/100)V/q+0,5,

где t - время гелеобразования первой оторочки оставшегося объема, сут;

М=40...90% - объем закачанного гелеобразующего раствора, %,

V - общий объем закачиваемого гелеобразующего раствора и гелеобразующей композиции, м³,

q - объем суточной закачки гелеобразующего раствора, м³ /сут.

Суточную гелеобразующую композицию закачивают объемом, равным 5...50q. Гелеобразующую композицию и гелеобразующий раствор продавливают сточной водой объемом, равным суточному объему гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты.

Гелеобразующая композиция на основе гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила с учетом закономерностей гелеобразования способствует быстрому образованию в день закачки объемного барьера, отсекающего закачанный объем гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты от нагнетательной скважины. Гелевый барьер на основе гидролизованных в щелочи волокон или тканей полиакрилонитрила предотвращает фильтрацию всего объема гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты в "каналы", по которым закачиваемая вода прорывается в добывающие скважины. Таким образом, канал “запирается” на заданной длине и предотвращается вынос гелеобразующего раствора в добывающие скважины, в случае, когда объем закачиваемого гелеобразующего раствора превышает объем порового пространства каналов прорыва воды в добывающие скважины. При закачке оставшегося объема гелеобразующего раствора гелевый барьер заставляет ее фильтроваться в менее проницаемые водонасыщенные зоны пласта, происходит увеличение гелиевого "тела" по ширине и предотвращение кинжального прорыва геля в добывающие скважины, тем самым расширяется площадь воздействия предлагаемой потокоотклоняющей технологии. Это существенно повышает эффективность применения предлагаемого способа воздействия на пласт.

Цеолит - минерал, содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия, калия - NaAlSiO₄ (2...3) Н₂О, выпускается по ТУ 381011366-94.

Кислота соляная синтетическая техническая выпускается в соответствие с ГОСТ 857-88. Представляет собой водный раствор хлористого водорода (НСl) с концентрацией 31,5-35,0% в зависимости от марки. По внешнему виду прозрачная бесцветная, желтоватая или желтая жидкость.

Гидролизованные в щелочи отходы волокна или тканей полиакрило-нитрила выпускаются Уфимским ПО "Химпром" по ТУ 49560-04-02-90 под товарным названием "Гивпан", физико-химические показатели которого приведены в табл.1.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Реализацию предлагаемого способа проводили на очаге воздействия, включающем одну нагнетательную и четыре добывающие скважины (пласт АВ1). Приемистость скважины - 400 м³/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м. Обводненность продукции добывающих скважин - 94-97%, среднесуточный дебит нефти - 3,0-5,7 м³/сут. Расход реагентов на обработку составил 67,2 т цеолита, 250 м³ соляной кислоты (товарная форма 24% концентрации), 4,0 т гивпана, 680 м³ сточной воды.

Общий объем закачиваемого гелеобразующего раствора составил 1000 м³, объем одной суточной оторочки 100 м³. На основании определенных объемов и с учетом оптимальных концентраций компонентов в гелеобразующем растворе выполнен расчет времени гелеобразования каждой суточной оторочки на 800 м³, составляющих 80% от общего объема закачиваемого гелеобразующего раствора. Причем время гелеобразования каждой предыдущей оторочки на 1 сутки больше, чем последующей. Следовательно, начало времени гелеобразования 1 оторочки составит 8 сут, необходимый расход реагентов: цеолита - 5,0 т, соляной кислоты товарной формы (24%-ной концентрации) - 18,6 м³ , и, учитывая, что суточная оторочка составляет 100 м³ , объем сточной воды составит 76 м³. Время гелеобразования II оторочки составит 7 сут, расходуется 5,5 т цеолита, 20,5 м ³ соляной кислоты (24% концентрации), остальное - вода. Объемы следующих оторочек III, IV, V, VI, VII, VIII также составляют по 100 м³, из них необходимый расход цеолита: 6,6 т (III оторочка ), 6,7 т (IV оторочка), 6,8 т (V оторочка), 7,0 т (VI оторочка), 7,7 т (VII оторочка), 7,9 т (VIII оторочка), товарной (24%) формы соляной кислоты: 24,6 м³ для III оторочки, 24,9 м³ для IV оторочки, 25,3 м ³ для V оторочки, 26,0 м³ для VI оторочки, 28,6 м³ для VII оторочки и 29,4 м³ для VIII оторочки. Таким образом, использование указанных объемов реагентов при закачке суточных оторочек позволяет повысить эффективность предлагаемого способа путем регулирования времени гелеобразования и одновременного образования объемного геля в пластовых условиях.

После закачки 80% от всего объема гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты закачивают суточную гелеобразующую композицию, состоящую из пяти последовательных оторочек: 10 м ³ водного раствора соляной кислоты с массовой концентрацией 15%; 5 м³ пресной воды; оторочки, содержащей 3 т гивпана и 17 м³ пресной воды; 5 м³ пресной воды и 10 м³ водного раствора соляной кислоты с массовой концентрацией 15%. Этот объем суточной гелеобразующей композиции составляет 50 м³ при соотношении 2:1:2 объемов оторочек водного раствора соляной кислоты, пресной воды и Гивпана с пресной водой. В результате закачки этой гелеобразующей композиции происходит образование барьера, который позволяет гарантированно сохранить призабойную зону добывающих скважин без загрязнения гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты. Затем осуществляют продавку сточной водой объемом 100 м³. Скважину останавливают на технологическую паузу на 24 часа.

После технологической паузы продолжают закачивать суточными оторочками оставшиеся 150 м³ гелеобразующего раствора на основе цеолита и соляной кислоты. Причем время гелеобразования первой оторочки оставшегося объема составляет t=(1-80/100)1000/100+0,5=2,5 суток. Закачивают 7 т цеолита, 26 м³ товарной соляной кислоты (24%) и 67 м³ сточной воды. На следующий день закачивают 3,5 т цеолита, 13 м³ соляной кислоты товарной формы (24%) и 33,5 м³ сточной воды.

Гелеобразующий раствор продавливают вглубь пласта 100 м³ сточной воды. Затем скважину останавливают на технологическую паузу.

В результате применения метода произошло снижение обводненности добываемой продукции скважин от 18 до 65. Дополнительная добыча составила 12820 тонн нефти.

Пример 2. Объект испытания по прототипу - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,21 мкм² , пористостью 0,22. Приемистость нагнетательной скважины - 145 м³/сут, обводненность добываемой продукции 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/м ³) 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%.

Рассматривая основные показатели работы очагов воздействия как по известному методу, так и по предлагаемому (табл. 2), можно заключить, что в результате предлагаемого воздействия наблюдается значительное снижение обводненности добываемой продукции скважин, что влечет за собой снижение проницаемости обводненной зоны пласта, увеличение добычи нефти по участку воздействия и наблюдается повышение нефтеотдачи пласта.

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