RU2249099C2

RU2249099C2 - Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2249099C2
Application number: RU2002131050/03A
Authority: RU
Inventors: нов Ю.В. Лукь (RU); Ю.В. Лукьянов; И.И. Абызбаев (RU); И.И. Абызбаев; А.А. Рамазанова (RU); А.А. Рамазанова; О.Г. Гафуров (RU); О.Г. Гафуров; А.Ю. Пензин (RU); А.Ю. Пензин; Р.З. Имамов (RU); Р.З. Имамов; Я.Г. Мухтаров (RU); Я.Г. Мухтаров
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 2002-11-18
Filing date: 2002-11-18
Publication date: 2005-03-27

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на средней или поздней стадии. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности воздействия. В способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем предварительное проведение геофизических исследований, закачку через нагнетательную скважину оторочек глинистой дисперсии, полимера и оторочки пресной воды, осуществляют закачку оторочек глинистой дисперсии и полимера в виде его водного раствора одновременно или последовательно, одновременно или после этого подают раствор щелочного реагента, осуществляют закачку оторочки пресной воды, затем - раствора солей двух- или трехвалентных металлов, или оторочки минерализованной сточной воды, затем все реагенты продавливают сточной водой, соотношение объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера подбирают по результатам геофизических исследований в зависимости от распределения проницаемости по толщине в соответствии с коэффициентом вариации проницаемости, и оно составляет 2:1 – 4:1. 3 табл., 1 ил.

Description

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта.

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на средней и поздней стадии.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем закачки в пласт водных растворов полиакриламида и водного раствора глинистой суспензии, содержащих едкий натр с концентрацией 0,05-0,1 мас.% (патент РФ №2044872, МКИ⁶ Е 21 В 43/22,1995г.).

Недостатком данного способа является недостаточная изоляционная эффективность водопроводящего коллектора из-за низких значений предельного динамического напряжения сдвига геля, образовавшегося в пласте, и невысокой ее устойчивости разрушающим гель факторам.

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий одновременную или последовательную закачку щелочного реагента и глинистого раствора, солей двух- или трехвалентных металлов (патент РФ №2086758, МКИ⁶ E 21 B 43/22,1996г.).

Недостатком данного способа является недостаточная изоляция промытой зоны неоднородного пласта, обусловленная относительно небольшой зоной воздействия и недостаточно эффективным регулированием (снижением) проницаемости неоднородного пласта, а также невысокая продолжительность эффекта.

Наиболее близким к заявленному способом того же назначения по совокупности существенных признаков является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют глинопорошок и водорастворимый полимер (патент РФ №2136872, МПК⁶ Е 21 В 43/22,1999г.).

Недостатком данного способа является малоэффективная водоизоляция высокопроницаемой зоны пласта и недостаточное вытеснение нефти из низкопроницаемой зоны неоднородного пласта, а также неравномерный охват пласта воздействием, обусловленные относительно небольшой гелеобразующей способностью глинисто-полимерной дисперсии, и невысокой прочностью гелеобразного осадка, и тем, что при применении способа не учитывается закон распределения проницаемости пласта в прискважинной зоне.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности воздействия.

Технический результат достигается тем, что в способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем предварительное проведение геофизических исследований, закачку через нагнетательную скважину оторочек глинистой дисперсии, полимера и оторочки пресной воды, осуществляют закачку оторочек глинистой дисперсии и полимера в виде его водного раствора одновременно или последовательно, одновременно или после этого подают раствор щелочного реагента, осуществляют закачку оторочки пресной воды, затем - раствора солей двух- или трехвалентных металлов, или оторочки минерализованной сточной воды, затем все реагенты продавливают сточной водой, соотношение объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера подбирают по результатам геофизических исследований в зависимости от распределения проницаемости по толщине в соответствии с коэффициентом вариации проницаемости и оно составляет 2:1 – 4:1.

В качестве щелочных реагентов применяют стекло натриевое жидкое, в том числе и по ГОСТ 13078-81, или водорастворимый порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, например, по ТУ 2145-014-13002578-94.

В качестве водорастворимых полимеров используют водный раствор полиакриламида, например GS-1 японского производства (MSDS №3508901), а также полиакриламиды американского, германского и отечественного производства, или полимера полиэлектролита катионного марки ВПК- 402, например, по ТУ 2227-184-00203312-98, или полимера Гивпан, например, по ТУ49560-04-02-90.

В качестве растворов солей двух- или трехвалентных металлов используют, например, раствор хлористого кальция или хлористого алюминия.

В качестве минерализованной сточной воды используют сточную воду плотностью не менее 1100 кг/м³.

Пресная вода используется по ГОСТ 2874-82, массовая доля ионов кальция до 40 мг/л, ионов магния - 10 мг/л, плотность - 1000 кг/м³, водородный показатель - 7-7,5.

Существенным отличием данного способа является то, что только при определенных соотношениях объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера, получаемых в зависимости от распределения проницаемости пласта по толщине в соответствии с коэффициентом вариации проницаемости пласта, повышается эффективность водоизоляции. В результате значительного снижения проницаемости наиболее обводненных пропластков повышается охват воздействием, так как в разработку вовлекаются низкопроницаемые пропластки и увеличивается продолжительность эффекта.

Коэффициент вариации проницаемости характеризует степень слоистой неоднородности пласта и определяется для каждой залежи индивидуально.

Коэффициент вариации проницаемости ν определяется по формулам 1-3:

где

- средняя проницаемость пласта;

D(k) - дисперсия проницаемости;

k_i - проницаемость i-го пропластка;

n - количество пропластков;

ν - коэффициент вариации проницаемости.

Соотношения объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера (N) для данных значений коэффициента вариации проницаемости (v), при которых достигается наибольшая эффективность по приросту добычи нефти, по снижению обводненности, по продолжительности эффекта, выявлены в предлагаемом способе следующим образом:

1. Предварительно проводят геофизические исследования.

2. По каждой скважине воздействия строят по данным исследований дифференциальные функции распределения проницаемости пласта. Для этого по оси Х откладывают значения проницаемостей k_i, по оси Y доля толщины интервала пласта i ко всей толщине - f(k_i). На чертеже приведена вариация проницаемостей по скважине 5328 Гарного месторождения.

3. Для каждой нагнетательной скважины определяют коэффициент вариации проницаемости по толщине пласта. Для этого сначала определяется средняя проницаемость

по формуле 1 как среднеарифметическая величина значений проницаемостей всех исследованных образцов. Например, по скв.5328 Гарного месторождения

=1,15 дарси. Затем по формуле 2 определяется дисперсия проницаемости D(k) (например, для скв. 5328 D(k)=5,066). По формуле 3 определяется коэффициент вариации проницаемости ν (для скв.5328 ν=0,542).

4. Проводят анализ эффективности опытно-промышленных работ по дополнительно добытой нефти, по снижению обводненности, по продолжительности эффекта. По результатам статистического анализа выявлено, что на эффект влияет соотношение объемов щелочного реагента и полимерно-глинистой дисперсии в зависимости от коэффициента вариации проницаемости по каждой скважине воздействия. Рекомендуемые соотношения объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера (N) при данных значениях коэффициента вариации проницаемости (v), при которых достигается наибольшая эффективность по приросту добычи нефти, по снижению обводненности, по продолжительности эффекта приведены в таблице 1.

Таблица 1
Коэффициент вариации проницаемости(ν)	0,1...0,5	0,5...4	>4
Соотношение объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера (N)	2:1	3:1	4:1

По данным таблицы 1 видно, что в предлагаемом способе с увеличением коэффициента вариации проницаемости пласта доля щелочного реагента в общем объеме всех реагентов возрастает. Учет коэффициента вариации проницаемости пласта позволяет значительно повысить эффективность водоизоляции промытых пропластков и вовлечь в разработку низкопроницаемые, ранее неработающие пропластки. Возрастание устойчивости гелеобразного осадка к размыву за счет предлагаемых соотношений реагентов способствует увеличению нефтеотдачи пластов.

Механизм гелеосадкообразования в предлагаемом способе заключается в следующем. В неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают оторочки водного раствора полимера и глинистой дисперсии, одновременно или после закачки оторочек закачивают щелочной реагент в соотношении объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера от 2:1 до 4:1, используя коэффициент вариации проницаемости пласта по толщине пласта в прискважинной зоне. Затем закачивают оторочку пресной воды, после этого подают водный раствор солей двух- или трехвалентных металлов или минерализованную сточную воду. При закачивании раствора солей двух- или трехвалентных металлов или минерализованной воды щелочной реагент взаимодействует с солями двух- и трехвалентных металлов с выпадением в высокопроницаемых каналах пласта гелеобразного осадка, устойчивого к размыву потоком. Флоакуляция частиц глины макромолекулами полимера и адгезия их на поверхности породы, увеличение межструктурных пространств, заполненных водой, и образование осадков, выпадающих при взаимодействии ионогенных групп -COONa,-CONH₂ водорастворимого полимера с солями двух- и трехвалентных металлов, а также взаимодействие щелочного реагента и солей двух- или трехвалентных металлов способствует дополнительному увеличению объема гелеобразного осадка и увеличению начального напряжения сдвига (τ₀) закупоривающей массы, выдерживающей высокие градиенты давления в пласте, что усиливает ее прочность и физическую устойчивость к размыву потоком. В конечном итоге все вышеназванные факторы приводят к повышению охвата пласта воздействием, снижению обводненности добываемой продукции, повышению добычи нефти и росту продолжительности эффекта.

Для сравнительной оценки гелеобразующей способности, реологических свойств и устойчивости образовавшегося гелеобразного осадка в предлагаемом и известном способе проведены лабораторные исследования.

Пример 1.

В 3-мерные пробирки разлили по 5 мл раствора глинистой дисперсии и 0,5% водного раствора ПАА. После тщательного перемешивания добавляют 20 мл жидкого стекла и 20 мл пластовой воды плотностью 1,11 г/см³ и еще раз перемешивают. Затем оставляют пробирки на 2 часа, после чего замеряют объем образовавшегося гелеобразного осадка и общий объем раствора. Гелеобразующую способность оценивают отношением объема гелеобразного осадка к общему объему раствора (Д). Через 72 часа измерения повторяют. Результаты опытов приведены в таблице 2.

Результаты опытов свидетельствуют о том, что только при соотношении объемов щелочного реагента и полимерно-глинистой дисперсии от 2:1 до 4:1 объемная доля гелеобразного осадка в растворе составляет через 2 часа 0,88...0,99, а через 72 часа 0,87...0,97, тогда как в способе по прототипу через 2 часа объемная доля гелеобразного осадка в растворе составляет 0,66; через 72 часа - 0,56. Таким образом, результаты опытов показывают, что в предлагаемом способе объемная доля образовавшегося гелеобразного осадка значительно выше. Так гелеобразующая способность предлагаемого через 2 часа воздействия выше по сравнению с прототипом в 1,4 раза, через 72 часа - в 1,6 раза, причем образовавшийся гелеобразный осадок более устойчив, так как через 72 часа объем осадка практически не меняется (около 8%), тогда как в известном способе объем осадка через 72 часа уменьшился на 22%.

В лабораторных условиях на измерительном приборе Реотест стандартным способом определяли предельное динамическое напряжение сдвига (то) гелеобразных осадков, образующихся в опытах 1-3 (табл.2). Результаты замеров показывают, что в заявляемом способе (то) в 2,2 раза выше, что свидетельствует об улучшенных реологических свойствах гелеобразного осадка, о повышенной устойчивости ее к размыву и позволяет использовать данный способ в пластовых условиях с высокими градиентами давлений.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом. По результатам геофизических исследований строят дифференциальную функцию распределения проницаемости по толщине пласта. Затем в соответствии с результатами исследований определяют коэффициент вариации проницаемости пласта, характерезующий степень неоднородности объекта воздействия. В зависимости от коэффициента вариации проницаемости подбирают соотношение объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера. На участке, представленном одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами, производится последовательная или одновременная закачка оторочек водного раствора полимера и глинистой дисперсии. Причем одновременно с закачкой оторочек водного раствора полимера и глинистой дисперсии или после подают щелочной реагент при соотношении объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера от 2:1 и 4:1 в зависимости от коэффициента вариации проницаемости пласта по данным таблицы 1, затем закачивают оторочку пресной воды. После этого закачивают оторочку раствора солей двух- или трехвалентных металлов или минерализованную сточную воду и продавливают реагенты в пласт сточной водой. После 2...5 суточной паузы скважину пускают в работу.

Преимущества предлагаемого способа перед прототипом оценивают по результатам анализов воздействия на месторождениях НГДУ "Краснохолмнефть" по динамике показателей эксплуатации скважин до и после воздействия.

Рассмотрим примеры осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях.

Пример 1.

Испытуемый объект - очаг воздействия на Гарном месторождении, представленный одной нагнетательной скважиной №5328 и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт ТТНК, сложенный терригенными коллекторами. Приемистость нагнетательной скважины 387 м³/сут. Обводненность добываемой продукции 80,0...94,32%. Средний дебит по нефти по добывающим скважинам 7,8...19,8 т/сут.

После проведения геофизических исследований построили дифференциальную функцию распределения проницаемости по толщине пласта скважины 5328. Рассчитывали коэффициент вариации пласта по проницаемости V по вышеизложенной методике. Коэффициент вариации пласта ν=0,544. По таблице 1 данному значению д. соответствует N=3:1. В соответствии с этим в нагнетательную скважину одновременно закачивали 6 м³ полимерно-глинистой дисперсии - 3 м³ глинистой дисперсии 16% концентрации и 3 м³ водного раствора полиакриламида 0,1% концентрации, и 18 м³ жидкого стекла. Соотношение объемов щелочного реагента и полимерно-глинистой дисперсии N в соответствии с данными таблицы 1 при ν=0.544 составляет 3:1. Затем закачивали оторочку 3м³ пресной воды и оторочку 8 м³ минерализованной сточной воды плотностью 1160 кг/м³. Продавливали реагенты в пласт сточной водой объемом 16 м³. После 2 суток выдержки на реагирование скважину пускали в работу.

В течение трех месяцев приемистость нагнетательной скважины 5328 снизилась до 350 м³/сут, обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась до 74,0...83,04%, т.е. на 8,64%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли до 10,4...32,8 т/сут, т.е. в 1,56 раза. Дополнительно добыто нефти за 4 месяца 4137тонн. Эффект продолжается (табл.3).

Пример 2.

Испытуемый объект - очаг воздействия на Старцевском месторождении, представленный нагнетательными скважинами №№263, 6118 и девятью добывающими скважинами, эксплуатирующими неоднородный пласт ТТНК, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,22 мкм² и пористостью 0,18. Приемистость нагнетательной скважины №263 составляет - 189 м³/сут, нагнетательной скважины №6118 равна 196 м³/сут. Обводненность добываемой продукции 59,86...90,1%. Средний дебит по нефти по добывающим скважинам 5,6...17,24 т/сут.

После проведения геофизических исследований построили дифференциальную функцию распределения проницаемости по толщине пласта скважин №263 и №6118. Рассчитывали коэффициент вариации по проницаемости пласта V по вышеизложенной методике. Коэффициент вариации по скв. №263 ν=0,41, по скв. №6118 ν=0,38. По таблице 1 данным значениям ν соответствует N=2:1. B соответствии с этим в каждую нагнетательную скважину последовательно закачивали оторочки общим объемом 8 м³- 4 м³ глинистой дисперсии 20% концентрации и 4 м³ водного раствора полимера ВПК-402 0,5% концентрации. Затем закачивали оторочку 16 м³ жидкого стекла в товарной форме, после чего закачивали 3 м³ пресной воды и 6 м³ минерализованной сточной воды плотностью 1116 кг/м³. Продавливали в пласт 24 м³ сточной воды плотностью. После 5 суток выдержки на реагирование скважины пустили в работу.

За три месяца работы после воздействия по добывающим скважинам обводненность снизилась до 46,0...75,3%, т.е. на 14,3%. Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли до 9,3...27,68 т/сут, т.е. в 1,61 раза. Дополнительно добыто нефти за 4 месяца 7401 тонн (Табл.3).

Использование предлагаемого способа по сравнению с известным (скв.2343 Орьебашевского месторождения) позволяет снизить обводненность продукции в 5 раз больше (8,64-14,3% против 2,1% по прототипу), дебиты скважин по нефти увеличить в 1.4 раза больше (1,56...1,61 против 1.16 по прототипу).

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет значительно повысить эффективность вытеснения остаточной нефти из неоднородного пласта и тем самым увеличить охват пласта воздействием и нефтеотдачу пласта. Способ экологически безопасен, прост и технологичен, не требует дополнительного обустройства скважин, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на средней и поздней стадии разработки.

Claims

Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий предварительное проведение геофизических исследований, закачку через нагнетательную скважину оторочек глинистой дисперсии, полимера и оторочки пресной воды, отличающийся тем, что осуществляют закачку оторочек глинистой дисперсии и полимера в виде его водного раствора одновременно или последовательно, одновременно или после этого подают раствор щелочного реагента, осуществляют закачку оторочки пресной воды, затем - раствора солей двух- или трехвалентных металлов, или оторочки минерализованной сточной воды, затем все реагенты продавливают сточной водой, соотношение объема раствора щелочного реагента и объема глинистой дисперсии и водного раствора полимера подбирают по результатам геофизических исследований в зависимости от распределения проницаемости по толщине в соответствии с коэффициентом вариации проницаемости, и оно составляет 2:1 – 4:1.