RU2209955C2 - Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов включает закачку в продуктивный пласт оторочек воды, суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, в котором в качестве жидкости-носителя используют инертную жидкость, не вызывающую набухание дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, - сырую нефть, нефтяные дистилляты, продукты нефтепереработки, органические растворители, при этом закачку суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя производят совместно или раздельно, а содержание дисперсного наполнителя в суспензии выбирают в пределах 4-10 мас.%. В качестве дисперсного наполнителя преимущественно используют высокодисперсный каолин или древесную муку. Техническим результатом является повышение эффективности разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта в результате предотвращения или ликвидации прорывов воды по высокопроницаемым интервалам и трещинам и подключению к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.1 з.п.ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, обеспечивающего увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку нефтяной эмульсии, гелеобразующего материала на основе водорастворимого полимера и воды [1]. Способ позволяет ограничить приемистость водопромытых интервалов и подключить к разработке слабодренируемые и застойные зоны нефтяного пласта. Недостатками способа являются необходимость периодической остановки нагнетательных скважин и кольматация ПЗП (призабойной зоны пласта) скважины изолирующими реагентами. Способ не эффективен на коллекторах с трещиноватой проводимостью.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий чередующуюся закачку в продуктивный пласт оторочек воды и суспензии водорастворимого полимера в невызывающей набухание инертной жидкости-носителе, при этом используют суспензию с содержанием полимера 0,01-20 мас. % [2] . Способ обеспечивает кольматацию высокопроницаемых водопромытых интервалов за счет проникновения частиц полимера в объем пласта и их последующего набухания, что способствует подключению к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов и более равномерному вытеснению нефти.

Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, что обусловлено миграцией полимера по пласту, поэтому полимер не обеспечивает изоляции трещин и зон высокой проводимости. Недостатками способа являются также низкая эффективность и малая продолжительность воздействия на пласт при использовании на коллекторах с кинжальными прорывами воды и высокотемпературных коллекторах.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий периодическую закачку в продуктивный пласт воды с минерализацией не менее 15 г/л и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, при этом используют суспензию с содержанием полимера 0,05-1 и содержанием наполнителя 0,4-3,5 мас.% в пласт также дополнительно закачивают порошок гидрата окиси щелочного металла [2]. Способ обеспечивает кольматацию высокопроницаемых водопромытых интервалов за счет образования вязкопластичного геля при взаимодействии полимера с суспензией гидрата окиси щелочного металла и минерализованной водой и последующего добавления наполнителя.

Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на монолитных низкопроницаемых коллекторах, что обусловлено кольматацией ПЗП скважины закачиваемыми веществами, фильтрующимися в виде вязкопластичного геля. Недостатками способа являются также низкая эффективность и малая продолжительность воздействия на пласт. Это связано с малой механической прочностью формирующегося в пласте полимерного геля и миграцией полимера по пласту, в результате чего не обеспечивается достаточная изоляция трещин и зон высокой проводимости. Низкая эффективность способа обусловлена также тем, что, с одной стороны, необходима высокая минерализация воды для закачки суспензии гидрата окиси щелочного металла, а с другой стороны, в таких условиях происходит быстрая деструкция полимера и разрушение геля на его основе.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, увеличение добычи нефти и ограничение притока пластовых вод в нефтяных и нагнетательных скважинах.

Указанная задача решается путем использования нового способа разработки, включающего чередующуюся закачку воды, суспензии, содержащей водорастворимый полимер, и суспензии, содержащей дисперсный наполнитель. Водорастворимый полимер и дисперсный наполнитель закачиваются в ненабухшем состоянии. Способ обеспечивает эффективную кольматацию водонасыщенных высокопроницаемых интервалов и трещин пласта и подключение к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов.

Сущностью изобретения является то, что способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов включает закачку в продуктивный пласт оторочек воды, суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, согласно которому в качестве жидкости-носителя используют инертную жидкость, не вызывающую набухание дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, при этом закачку суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя производят совместно или раздельно, а содержание дисперсного наполнителя в суспензии выбирают в пределах 4-10 мас.%.

В качестве дисперсного наполнителя используют высокодисперсный каолин или древесную муку.

Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:
1. Использование в качестве жидкости-носителя инертной по отношению к водорасторимому полимеру и дисперсному наполнителю (не вызывающей их набухания) углеводородной жидкости - сырой нефти, нефтяных дистиллятов, продуктов нефтепереработки, органических растворителей. Углеводородные жидкости не взаимодействуют с водорастворимыми полимерами и не оказывают на них негативного действия. Это предотвращает преждевременное набухание полимера и препятствует его деструкции. Дисперсный наполнитель в инертной углеводородной жидкости находится в ненабухшем состоянии, хорошо проникает в объем пласта и кольматирует наиболее крупные поры и трещины. Это обеспечивает снижение проницаемости интервалов прорыва воды и препятствует преждевременному размыванию полимерного геля, формирующегося после закачки в пласт водорастворимого полимера.

2. Использование дисперсного наполнителя с содержанием в суспензии 4-10 мас. %. Такое содержание дисперсного наполнителя в суспензии позволяет эффективно кольматировать поры и трещины пласта с различными фильтрационными характеристиками. При этом возможна кольматация крупных естественных (разломы) и техногенных трещин (трещины после ГРП, заколонные перетоки), а также блокирование прорывов воды на водоплавающих залежах. Дисперсный наполнитель увеличивает вязкость исходной жидкости-носителя, поэтому, регулируя его содержание, можно задавать закачиваемой суспензии определенные вязкостные свойства, что повысит эффективность ее воздействия на пласт.

3. Совместная или раздельная закачка суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя. В случае совместной закачки суспензий обеспечивается смешение водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя и в последующем при прокачке воды совместное набухание. При раздельной закачке суспензий водорастворимый полимер и дисперсный наполнитель набухают последовательно, при этом не набухший компонент одной из суспензий фильтруется в интервалы пласта, частично закольматированные набухшим компонентом другой суспензии. Оба варианта обеспечивают максимально эффективное воздействие на высокопроницаемые и трещиноватые коллекторы. Конкретное использование того или иного варианта определяется геолого-физическими параметрами коллектора, текущим состоянием разработки и приемистостью скважины.

4. Использование в качестве дисперсного наполнителя преимущественно высокодисперсного каолина или древесной муки. Указанные наполнители обладают широким спектром дисперсности и достаточной седиментационной устойчивостью в инертных жидкостях-носителях (нефть, нефтепродукты), что позволяет закачивать их в пласт в виде суспензии. Кроме того, эти наполнители эффективно взаимодействуют с водорастворимыми полимерами, адсорбируют их с образованием различных агломератов и структурированных гелей, устойчивых к размыванию водой. В пласте после разделения суспензии дисперсные наполнители такого рода набухают в воде, что увеличивает их кольматирующее действие. Дисперсные наполнители не подвержены деструктивному действию температуры и пластовых флюидов, что существенно увеличивает эффективность и продолжительность воздействия на пласт. В рамках способа возможно использование смеси различных дисперсных наполнителей, а также использование других набухающих (бентонитовая глина) и ненабухающих наполнителей (например, лигнин, сажа, силикагель), что может несколько снизить кольматирующее действие, но увеличит глубину проникновения частиц в объем пласта.

В целом указанная совокупность отличительных признаков обеспечивает протекание в пласте следующих процессов. После закачки в пласт оторочки суспензии дисперсного наполнителя происходит кольматация наиболее крупных пор и трещин пласта, при этом частицы наполнителя, находясь в ненабухшем состоянии, глубоко проникают в объем пласта. По мере разрушения суспензии и прокачки воды частицы наполнителя набухают. Последующая закачка суспензии водорастворимого полимера и новой оторочки воды сопровождается протеканием процессов разрушения суспензии, набухания полимера, взаимодействия с частицами дисперсного наполнителя и образования единого структурированного геля, препятствующего последующей фильтрации воды по обработанным интервалам. Дальнейшая закачка воды приведет к частичному размыванию полимерного геля в объеме пласта вдоль линий нагнетания воды, что предупредит резкие внутрипластовые перетоки по высокопроницаемым зонам. В то же время кольматация высокопроницаемых зон пласта вблизи ПЗП скважины увеличит давление воды на зоны с пониженными фильтрационными характеристиками и приведет к раскрытию более мелких трещин и формированию новых фильтрационных каналов. В случае совместной закачки оторочек суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя или закачки в другой последовательности также происходит кольматация обработанных интервалов и перераспределение фильтрационных потоков с подключением к разработке низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов. Механизм протекающих в этом случае в пласте процессов в целом аналогичен описанному выше.

Регулирование объемов оторочек закачиваемых суспензий, содержания дисперсного наполнителя и его природы (набухаемость, дисперсность, плотность), а также содержания водорастворимого полимера позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая либо выравнивание профиля приемистости скважины, либо полную изоляцию отдельных интервалов.

При использовании способа по прототипу кольматация высокопроницаемых пор и трещин пласта вблизи ПЗП скважины и в объеме пласта носит временный характер, т.к. набухание частиц полимера происходит в присутствии гидрата окиси щелочного металла и высокоминерализованной воды, которые усиливают деструкцию полимера. Кроме того, растворение полимера сопровождается размыванием формирующегося полимерного геля и последующей адсорбцией и деструкцией полимера в объеме пласта. Указанные негативные явления усиливаются с ростом температуры и минерализации пластовых вод, что резко снижает эффективность и продолжительность воздействия на пласт. В свою очередь, это вызывает необходимость увеличения кратности обработок скважины и затрат на их проведение.

При использовании нового способа такие последствия сказываются в наименьшей степени, т.к. отсутствует негативное влияние щелочной и солевой сред на набухающий полимер, при этом растворение полимера при закачке воды происходит в присутствии инертных частиц дисперсного наполнителя, что повышает стабильность образующегося полимерного геля.

В рамках разработанного способа используют следующие реагенты:
- водорастворимые полимеры: полиакриламид, полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза и товарные продукты на их основе, а также другие водорастворимые полимеры, способные образовывать водные растворы повышенной вязкости;
- дисперсные наполнители: высокодисперсный каолин, древесная мука, бентонитовая глина, волокнистая древесная мука, лигнин, сажа, силикагель (белая сажа), и т.д.;
- жидкости-носители: сырая нефть, нефтяные дистилляты (бензиновый растворитель, керосин, дизельное топливо, мазут), продукты нефтепереработки (нефрас, бутил-бензольная фракция) и органические растворители.

На практике новый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов используют путем чередующейся закачки оторочек воды и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя в инертной жидкости-носителе. При этом суспензии водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя закачивают раздельно или совместно.

Выбор конкретных количеств водорастворимого полимера, дисперсного наполнителя, их содержание в суспензии, объемы закачиваемых оторочек и кратность отработок скважины определяются геолого-физическими параметрами нефтяного пласта, состоянием его разработки, текущими и планируемыми показателями работы скважины.

Предполагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами
Пример 1. В нагнетательной скважине неоднородного по проницаемости нефтяного пласта с приемистостью 820 м³/сут установлено наличие высокопроницаемых интервалов, принимающих более 90% закачиваемой воды. Средняя проницаемость коллектора составляет 50 мД, что указывает на наличие открытых трещин в пласте. В целом участок работы скважины характеризуется резким ростом обводненности. В скважину закачивают 10 м³ суспензии, содержащей 0,5 т полиакриламида в инертной жидкости-носителе (сырая нефть с плотностью 0,820 г/см³). Затем закачивают оторочку воды объемом 50 м³. Далее закачивают 20 м³ суспензии, содержащей 1 т бентонитовой глины в инертной жидкости-носителе, и вновь закачивают воду с последующим определением приемистости скважины. После установления нового режима закачки воды определяют долю снижения приемистости и оценивают необходимость дополнительной закачки той или иной суспензии. Дополнительный объем и кратность закачки суспензий определяют из условия достижения необходимого уровня приемистости, при этом количество закачиваемых дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера снижают в 2-3 раза. После этого продолжают закачку воды в пласт.

Пример 2. В нагнетательной скважине неоднородного по проницаемости нефтяного пласта с приемистостью 640 м³ /сут установлено наличие высокопроницаемых интервалов, принимающих 75% закачиваемой воды. Ранее скважина длительное время работала с приемистостью 1550 м³/сут, что указывает на наличие в пласте сомкнувшихся трещин и интервалов суперколлектора. В целом участок работы скважины характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и низкими дебитами эксплуатационных скважин по нефти. В скважину закачивают 20 м³ суспензии, содержащей 2,5 т карбоксиметилцеллюлозы в инертной жидкости-носителе (сырая нефть с плотностью 0,785 г/см), далее закачивают оторочку воды. Затем в скважину закачивают 30 м³ суспензии, содержащей 1,5 т бентонитовой глины и 0,3 т древесной муки, с использованием той же жидкости-носителя и определяют приемистость скважины после прокачки оторочки воды. Затем скважину подключают к водоводу и проводят закачку воды в течение 1-2 месяцев. В дальнейшем определяют текущую приемистость скважины и в случае необходимости проводят дополнительную закачку оторочек суспензий с пониженным содержанием дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, при этом допускается увеличение давления закачки оторочек суспензий и воды.

Таким образом, разработанный способ позволяет воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами и различными показателями работы скважин с целью увеличения добычи нефти и улучшения текущих показателей разработки.

На практике способ реализуют с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования путем чередующейся закачки оторочек воды и суспензий водорастворимого полимера и дисперсного наполнителя.

Источники информации
1. Пат. РФ 2094601, кл. Е 21 В 43/22, 1997 г.

2. А.с. СССР 1501597, кл. Е 21 В 43/22, 1991 г.

3. Пат. РФ 2136871, кл. Е 21 В 43/22, 1999 г.

Claims (2)

1. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт оторочек воды, суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, отличающийся тем, что в качестве жидкости-носителя используют инертную жидкость, не вызывающую набухание дисперсного наполнителя и водорастворимого полимера, - сырую нефть, нефтяные дистилляты, продукты нефтепереработки, органические растворители, при этом закачку суспензии водорастворимого полимера и суспензии дисперсного наполнителя производят совместно или раздельно, а содержание дисперсного наполнителя в суспензии выбирают в пределах 4-10 мас. %.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве дисперсного наполнителя используют высокодисперсный каолин или древесную муку.