способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт через скважины изолирующего состава, рабочего агента и воды, отличающийся тем, что последовательно чередующуюся закачку осуществляют через нагнетательную и добывающую скважины, после закачки изолирующего состава осуществляют выдержку 24 ч, в качестве рабочего агента и воды используют систему, образующуюся при добавлении 0,5-99 мас.% универсального реагента для добычи нефти РДН-У в пресную или сточную - подтоварную, или пластовую воду, в качестве изолирующего состава используют тампонажный состав на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений, или водный раствор полиакриламида и хромсодержащего сшивающего агента, или раствор силиката щелочного металла и активатора, или прямую эмульсию.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки не однородных по проницаемости пластов.

Известен способ регулирования разработки неоднородного пласта (RU 2191894 C1, E2B 43/22, 2002.10.27), осуществляемый путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0-15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома.

Недостатком способа является низкая эффективность в малопроницаемых коллекторах вследствие того, что компоненты системы щелочь - водный раствор соли алюминия не достаточно хорошо перемешиваются и образуемый гель непрочен и быстро размывается пластовыми водами.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку оторочек растворов частично гидролизированного полиакриламида (ПАА) и поверхностно-активного вещества (ПАВ) в виде оторочек через нагнетательную скважину (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.169).

Недостатком является кратковременный эффект, связанный с тем, что ПАА в виде вязкого раствора достаточно быстро продвигается от линии нагнетания к добывающей скважине.

Наиболее близким по технической сущности, взятым за прототип, является способ заводнения нефтяного пласта (RU 2079641 С1, кл.6 Е21 43/22, бюл.14, 1997), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды, а через добывающую скважину оторочки 0,05-2,0%-ного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида, где в качестве рабочего агента используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, например 0,05%-ного водного раствора неонола.

Недостатками данного способа являются: создание блокирующего экрана только со стороны отбора жидкости, что практически не сказывается на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием и не исключает рост обводнености продукции скважины вследствие огибания малообъемного блокирующего экрана водой, и низкая нефтеотмывающая способность состава из-за высокой адсорбции раствора неонола на поверхности породы.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием путем изоляции высокопроницаемых участков пласта как со стороны отбора, так и со стороны нагнетания и более полного вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов.

Технический результат достигается тем, что в способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательно чередующуюся закачку в пласт через скважины изолирующего состава, рабочего агента и воды, последовательно чередующуюся закачку осуществляют через нагнетательную и добывающую скважины, после закачки изолирующего состава осуществляют выдержку 24 часа, в качестве рабочего агента и воды используют систему, образующуюся при добавлении 0,5-99 мас.% универсального реагента для добычи нефти РДН-У в пресную или сточную - подтоварную, или пластовую воду, в качестве изолирующего состава используют тампонажный состав на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений или водный раствор полиакриламида и хромсодержащего сшивающего агента, или раствор силиката щелочного металла и активатора, или прямую эмульсию.

Используемый реагент РДН-У выпускается по ТУ 2458-001-33539748-2004, представляет собой состав для добычи нефти, содержащий мас.%:

НПАВ	18-30
Растворитель АСПО	20-70

В качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений, например состав на основе портландцемента тампонажного с водоцементным отношением 0,5 и с содержанием оксиэтилцеллюлозы 0-0,5 мас.% от массы воды, продукт 119-204 по ТУ-6-02-1294-84 - кремнийорганическое олигомерное соединение, или водные растворы полиакриламида ПАА и хромсодержащего сшивающего агента (сшитые полимерные системы, вязкоупругие составы), или растворы силикатов щелочных металлов и активаторов, например жидкое стекло с активатором до 1,5 мас.%, в качестве активатора могут использовать лимонную, борную или соляную кислоту, или прямые эмульсии, например широкая фракция тяжелых углеводородов ШФТУ или дизельное топливо, или сырая нефть 30-90 мас.% и вода остальное.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу обеспечения равномерного продвижения фронта вытеснения и улучшения отмывающих свойств раствора.

Предложенный способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта был смоделирован в лабораторных условиях. Для этого была собрана модель пласта, представляющая собой две металлические трубки диаметром 30 мм и длинной 450 мм, заполненные кварцевым песком. Одна трубка тока (с проницаемостью 1,1 мкм²) имитировала малопроницаемый участок пласта, другая (с проницаемостью 5 мкм² ) - высокопроницаемый участок. Исследования проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Сначала поводили вытеснение нефти водой из обеих трубок тока до достижения 100% обводнености одной из них. Потом закачивали через модель нагнетательной скважины в количестве 0,1 от объема пор оторочку водного раствора полиакриламида с концентрацией 0,3 мас.% и ацетата хрома 0,03 мас.% - сшитую полимерную систему (СПС). Для осуществления процесса гелеобразования модель пласта оставили на гелеобразование в течение 24 часов - осуществляют выдержку. Затем в модель закачивали 0,1 объема пор оторочку раствора 5 мас.% РДН-У. Одновременно через модель добывающей скважины осуществляли закачку по методике, описанной выше, отличие от нее заключалось в том, что вместо СПС закачивали оторочку водного раствора полиакриламида с концентрацией 1 мас.% с ацетатом хрома 0,1 мас.% - вязкоупругий состав (ВУС) в количестве 0,1 от объема пор. После чего вводили в модель пресную воду до тех пор, пока снова не получили 100% обводненость продукции из высокопроницаемого участка модели пласта. На основании полученных данных рассчитывали конечный коэффициент нефтеотдачи.

Были проведены опыты по вытеснению нефти из указанной модели пласта известным, взятым за прототип, способом (RU 2079641 C1, E21B 43/22, бюл.14, 1997), который заключается в закачке в пласт со стороны отбора водного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида, а со стороны закачки - водного раствора НПАВ. Результаты экспериментов приведены в таблице.

Как видно из приведенных данных, предлагаемый способ, включающий последовательно чередующуюся закачку изолирующего состава и водного раствора реагента РДН-У в добывающую и нагнетательную скважины, при заявляемых параметрах работоспособен и им достигается коэффициент вытеснения нефти выше, чем способом, взятым за прототип.

Таблица
№ п.п.	Определяемые параметры	1,2% ПАА + 5% НПАВ (прототип)	Заявляемый способ
1	Коэффициент вытеснения нефти	0,57	0,67
2	Гидрофобизирующее действие*	1,3	2,2
* Гидрофобизирующее действие оценивается изменением объемной скорости фильтрации воды до и после обработки пласта анализируемой системой.