способ разработки обводненного карбонатного пласта

Формула изобретения

Способ разработки обводненного карбонатного пласта, включающий закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, а через нагнетательную скважину раствора неионогенного ПАВ и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что предварительно готовят водоизолирующий реагент из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177, закачивают его в добывающую скважину в объеме, равном 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч, далее через нагнетательную скважину закачивают раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и проводят отбор нефти через добывающую скважину.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах.

Известен способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта (а.с. 1633875, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.10.1994, бюл. № 20). Способ включает закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли алюминия и воды и отбор нефти через добывающую скважину.

К недостаткам способа можно отнести незначительное увеличение дополнительной добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ заводнения нефтяного пласта (патент RU 2079641, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1997, бюл. № 14). Способ включает закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды и отбор нефти через добывающую скважину. Перед закачкой в пласт рабочего агента в добывающую скважину закачивают полимерно-гелевую систему, содержащую 0,05-2,0%-ный водный раствор порошкообразного сшитого полиакриламида, с минерализацией воды до 30 г/л, при этом минерализация воды должна быть равной или превышающей минерализацию пластовой воды, а в качестве рабочего агента используют водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества.

Недостатком указанного способа является то, что он ограничивает водоприток только в слабоминерализованных пластах: при минерализации пластовой воды больше, чем минерализация воды в составе полимерно-гелевой системы, происходит снижение объема гелевых частиц в пласте и, как следствие, их вынос из пласта. Однако при минерализации воды в составе полимерно-гелевой системы свыше 30 г/л гелевые частицы выпадают в осадок, что ухудшает равномерность закачки в пласт полимерно-гелевой системы и снижает общую эффективность способа. Использование в полимерно-гелевой системе водного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида также является недостатком способа, так как такая система неустойчива к воздействию минерализованной воды, что снижает продолжительность водоизолирующего эффекта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности разработки обводненного карбонатного пласта за счет увеличения продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличения дебита нефти в обводненных пластах независимо от минерализации пластовой воды.

Задача решается способом разработки обводненного карбонатного пласта, включающим закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, а через нагнетательную скважину раствора неионогенного поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающую скважину.

Новым является то, что предварительно готовят водоизолирующий реагент из 8-15% раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5~5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177, закачивают его в добывающую скважину в объеме, равном 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч, далее через нагнетательную скважину закачивают раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят отбор нефти через добывающую скважину.

Реагенты, применяемые в предложении:

- Полиалюминия хлорид POLYPACS-30 LF представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5~5. Протокол сертификационных испытаний ЗАО «ГИВ ПВ» № 166/11 от 26.02.2011 г.

- Полиакриламид DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006 представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда и предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Водорастворимые неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ):

- Неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98 представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета;

- Стеарокс по ГОСТ 8980-75 представляет собой сиропообразную или пастообразную массу желтого или светло-коричневого цвета;

- ОП-7 по ГОСТ 8433-81 представляет собой маслоподобную жидкость или пасту от светло-желтого до светло-коричневого цвета.

Сущность способа заключается в следующем. По результатам геофизических исследований, анализа геологических данных и карты разработки определяют расстояния между добывающей и нагнетательной скважинами, пористость, толщину и расчлененность продуктивного пласта по проницаемости. На основании вышеперечисленных параметров рассчитывают объем водоизолирующего реагента, который составляет 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и объем раствора неионогенного ПАВ, который составляет 0,1 порового объема наименее проницаемого пропластка.

Заблаговременно готовят 0,05%-ный водный раствор полиакриламида DP9-8177. Для получения 1 м³ водоизолирующего реагента в 1 м³ воды плотностью 1000 кг/м³ при перемешивании добавляют 0,5 кг полиакриламида DP9-8177, после чего в 0,96 - 0,98 м³ полученного раствора добавляют от 80 до 150 кг полиалюминия хлорида с рН 3,5-5 и хорошо перемешивают. После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 8-15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5-5, приготовленного на 0,05%-ном растворе полиакриламида DP9-8177, формируется гидроизоляционный экран за счет взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей породы. Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область рН от 3,5 до 5. При рН 3,5-5 полиалюминия хлорид проявляет изолирующие свойства, основанные на его способности образовывать гелеобразную массу в присутствии карбонатных пород, при низких значениях (рН<3,5) он взаимодействует с карбонатной породой, как кислота. При закачивании в обводненный карбонатный пласт полиалюминия хлорида под действием катионов AI⁺³ поверхность промытой зоны пласта перезаряжается с отрицательного заряда на положительный. Образующийся гель полигидроокиси алюминия уменьшает сечение промытых поровых каналов, а полиакриламид DP9-8177 способствует упрочнению геля и его адгезионному закреплению на поверхности пор пласта. Кроме того, при взаимодействии полиалюминия хлорида с карбонатной породой в порах пласта уменьшается количество воды вследствие ее расхода на образование геля полигидроокиси алюминия, а выделяющийся углекислый газ способствует лучшему смешению реагирующих веществ.

После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5-5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177, скважину оставляют на реагирование в течение 24-36 ч. Далее в нагнетательную скважину закачивают водный раствор неионогенного ПАВ (например, неонола АФ 9-12, стеарокса, ОП-7), останавливают на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят нагнетание воды с целью вытеснения нефти. Вышеперечисленные неионногенные ПАВ, по сравнению с катионоактивными, оказывают большую активность при вытеснении нефти из обводненного карбонатного пласта. Поскольку высокопроницаемые пропластки тампонируются гелем полигидроокиси алюминия, раствор неионогенного ПАВ движется по менее проницаемым нефтенасыщенным пропласткам, что приводит к дополнительному доотмыву нефти, за счет чего происходит ее прирост. Предлагаемый способ выполним при любой минерализации пластовой воды.

Испытание предлагаемого способа и наиболее близкого аналога проводили на двух объединенных моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм²), которые соединяли капиллярными трубками, имеющими общий вход и выход, снабженный вентилем. Результаты модельных испытаний способа и наиболее близкого аналога представлены в таблице. С моделями карбонатного пласта производили следующие операции:

- насыщали товарной девонской нефтью, после этого ее вытесняли водой с минерализацией от 1 до 270 г/л и плотностью 1000-1200 кг/м³ до 98-100%-ного обводнения;

- по схеме «скважина-пласт» (на входе) закачивали 8-15%-ный раствор полиалюминия хлорида, приготовленный на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177 (0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 приготовлен на воде плотностью 1000 кг/м³). Модели оставляли на 24 ч для полного образования тампонирующего материала в высокопроницаемой модели пласта;

- по схеме «пласт-скважина» (на выходе модели) в качестве неионогенного ПАВ закачивали 0,05% раствор неонола АФ 9-12;

- через 24 ч по схеме «скважина-пласт» закачивали воду с минерализацией от 1 до 270 г/л до полного прекращения вытеснения нефти из модели. Коэффициент изоляции высокопроницаемой модели достиг 98%, а вытеснения нефти в низкопроницаемой модели - 45% (опыт 6, см. таблицу.).

В таблице представлены результаты модельных испытаний предлагаемого способа, из которых следует, что использование в предлагаемом способе 5%-ного и 18%-ного раствора полиалюминия хлорида (опыты № № 1-2, 8) не дает положительного эффекта, к тому же 18%-ный раствор полиалюминия хлорида (опыт № 8) трудно готовить из-за высокой насыщенности такого раствора, поэтому был выбран оптимальный диапазон концентраций реагентов, в который вошли опыты от № 3 до № 7 включительно - с высокими коэффициентами изоляции и вытеснения нефти. Результатами опытов установлено, что оптимальной концентрацией для полиалюминия хлорида является диапазон 8-15%, оптимальной концентрацией для раствора неонола АФ 9-12 - 0,05%, также доказано, что способ выполним при любой минерализации пластовой воды. Использование полиалюминия хлорида и раствора неонола АФ 9-12 в объемах 0,1 порового объема достаточно для применения в предлагаемом способе, так как меньшие объемы полиалюминия хлорида и раствора неонола АФ 9-12 ухудшают результат, а большие на него не влияют.

На основании результатов модельных испытаний следует, что предлагаемый способ превосходит наиболее близкий аналог по продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличению дебита нефти, причем результативность предлагаемого способа не зависит от минерализации пластовой воды.

Пример 1. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с трех добывающих скважин, которые имеют обводненность 96%. Для снижения обводненности провели обработку трех добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 16,0 м³ 10%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 4,6, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 24 ч для гелеобразования.

Через 24 ч в нагнетательную скважину закачали 85 м³ 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1180 кг/м³ в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м³ и оставили на технологическую выдержку в течение 72 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 25%, дебит нефти увеличился на 5 т/сут.

Пример 2. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с двух добывающих скважин, которые имеют обводненность 92%. Для снижения обводненности провели обработку двух добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 20,0 м ³ 12%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 36 ч для гелеобразования.

Через 36 ч в нагнетательную скважину закачали 60 м³ 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1160 кг/м ³ в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м ³ и оставили на технологическую выдержку в течение 48 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 22%, дебит нефти увеличился на 3,5 т/сут.

Пример 3. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с четырех добывающих скважин, которые имеют обводненность 92%. Для снижения обводненности провели обработку трех добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 16,0 м³ 10%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 30 ч для гелеобразования.

Через 30 ч в нагнетательную скважину закачали 70 м³ 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1080 кг/м³ в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м³ и оставили на технологическую выдержку в течение 24 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 30%, дебит нефти увеличился на 4,5 т/сут.

Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность разработки обводненного карбонатного пласта за счет увеличения продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличения дебита нефти в обводненных пластах независимо от минерализации пластовой воды.