UA137217U - Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт - Google Patents

Abstract

Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт включає нагнітання у пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину. Як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 % у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовин, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовин.

Description

Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до обробки пластів кислотними розчинами та поверхнево-активними системами.

Відомий спосіб тампонування тріщин у віддаленій від свердловини зоні пласта, що включає нагнітання у пласт дисперсії асфальтено-смолистого наповнювача у рідині-носії при тиску, що перевищує тиск розкриття тріщини на 4,2 МПа (авторське свідоцтво СРСР, Мо 1380334, Е21В 33/13, 1989). Використання даного способу дозволяє блокувати промиті високопроникні зони у глибині пласта, в результаті чого досягається зміна напрямку фільтрації води та відповідно збільшення витиснення залишкової нафти. Однак, відомий спосіб має деякі недоліки. По-перше, використання відомого способу призначене для дії на пласт в цілому і реалізується шляхом нагнітання наповнювача через нагнітальні свердловини і відбором пластових флюїдів у видобувних свердловинах (тобто його реалізація у видобувних нафтових свердловинах є неможливою. По-друге, використання наповнювача забезпечує блокування високопроникних, частково або повністю обводнених прошарків, але не забезпечує зростання проникності низькопроникної зони пласта.

Найбільш близьким аналогом є спосіб селективної кислотної обробки, що включає послідовне нагнітання у пласт суміші асфальтено-смолистого наповнювача АСМГ (15-25 95) у конденсаті (10-20 95) та в'язкій нафті (решта до 100 95), 10-15 9юо розчину тринатрійфосфату та стандартного кислотного розчину (патент України, Ме 15185 А, Е21В 43/27, 1997 р.)

Використання дисперсної суміші асфальтено-смолистого наповнювача АСМГ у конденсаті та в'язкій нафті забезпечує блокування високопроникних або ообводнених зон нафтової свердловини. Використання 10-1595 розчину тринатрійфосфату забезпечує блокування середньопроникних прошарків пласта та виконує функцію буферної рідини між вуглеводневою сумішшю та кислотним розчином. Використання стандартного кислотного розчину забезпечує підвищення проникності низькопроникних прошарків. Однак, відомий спосіб має деякі недоліки.

По-перше, приготування вуглеводневої дисперсії наповнювача АСМГ є трохи складним та пожежонебезпечним. По-друге, залежно від початкової проникності продуктивного пласта 10- 15 95 розчин тринатрійфосфату може проникати деколи і у низькопроникні прошарки пласта та блокувати їх. Тому кислотний розчин у такому випадку нераціонально буде використовуватись для дії на породу.

В основу корисної моделі поставлена задача створити спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт, в якому завдяки використанню нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективного процесу блокування високопроникних або обводнених прошарків та з підключенням до або збільшенням частки у розробці менш проникних прошарків у привибійній зоні пласта.

Поставлена задача вирішується шляхом нагнітання у неоднорідний пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину, згідно з корисною моделлю, як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум

ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-595 у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево- активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.

Суттєвими відмінностями запропонованого способу заводнення від відомого є: 1) як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або

ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині; 2) як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини; 3) як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.

Проведення більш ефективного способу дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт досягається, в першу чергу, завдяки використанню сульфованого бітуму

ОСБ-5 або ОСБ-50 (за ТУ У 24.6-24709453-007:2008) при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині. Особливістю цього продукту є його часткове розчинення як у воді, так і у вуглеводнях.

За фракційним складом ОСБ-5 представлений частинками з меншими розмірами, ніж ОСБ-50, але вони обидва суттєво переважають інші сульфовані бітуми, такі як асфасол чи солтекс. В процесі експериментальних досліджень встановлено, що у воді розчиняється приблизно 20- 25 95 сульфованого бітуму. Відповідно у вуглеводнях максимально може розчинитись до 80 95 вказаного продукту. Таким чином, суміш сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 у воді 60 практично представляє собою дисперсію вуглеводневорозчинних часточок сульфованого бітуму у водному розчині водорозчинних компонентів сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50.

Блокування високопроникних зон порового колектора такою дисперсію відбувається завдяки двом різним механізмам ізоляції. Перший механізм пов'язаний з блокуванням порових каналів великого діаметру нерозчинними частинками продукту. Оскільки такі частинки є відносно великого розміру, то вони можуть переноситись виключно по великим порам. Другий механізм блокування пов'язаний зі здатністю водного розчину водорозчинного сульфованого бітуму до висалювання при його контакті з мінералізованою водою. Нерозчинні частинки сульфованого бітуму, що виділяється з водного розчину на певній відстані від стовбуру свердловини, забезпечує зниження проникності менш проникних прошарків продуктивного пласта.

Експериментальними дослідженнями було встановлено, що коефіцієнт відновлення проникності після нагнітання 0,1-5 95 суспензії ОСБ-5 через водонасичені взірці гірської породи з різною проникністю становить 21-38 90 від початкового значення. У разі нафтонасичених взірців коефіцієнт відновлення проникності становить 13-29 95 від початкового значення. При використанні 0,1-595 суспензії ОСБ-50 відповідні показники коефіцієнта відновлення проникності для водонасичених взірців становить 8-20 9о, а для нафтонасичених взірців - 4- 12 95. Тобто в результаті нагнітання суспензії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 через поровий колектор його проникність залежно від умов може зменшуватись в 3-25 разів. Завдяки цьому створюються умови для ефективного блокування або високопроникних, або обводнених, або одночасно високопроникного і обводненого прошарків продуктивного пласта.

Використання як дисперсійної основи для перенесення 0,1-5905 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 розчину водорозчинного полімеру з концентрацією 0,03-3 95 пов'язано з наступними чинниками. По-перше, використання сульфованого бітуму ОСБ-5 або

ОСБ-50 для створення дисперсії вуглеводневих частинок призводить до зростання кількості нерозчинних компонентів. Тому для попередження передчасного їх випадання необхідно використовувати рідини з підвищеною в'язкістю. З цією метою у прісній воді розчиняють водорозчинний полімер при концентрації 0,03-3 95. Як водорозчинний полімер може бути використаний один з різновидів ефіру целюлози, співполімерів акриламіду або біополімеру. Як ефір целюлози використовують карбоксиметилцелюлозу, оксіетильовану целюлозу, складні ефіри. Як співполімери акриламіду використовують неіоногенні, сульфовані та катіонні

Зо поліакриламіди. Як біополімер використовують симусан, енпосам, аубазидан. По-друге, спільне використання полімеру та сульфованого бітуму забезпечує подальше зниження коефіцієнта відновлення проникності порового колектора у порівнянні з самостійним використанням або полімерного розчину, або сульфованого бітуму завдяки синергетичному ефекту. По-третє, в умовах тріщинувато-порового колектора використання полімерної дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 покращує втримування ізоляційного екрана в тріщинуватій зоні пласта.

Завдяки ефективному блокуванню високопроникних і обводнених прошарків продуктивного пласта активний технологічний розчин, що нагнітається слідом, вимушений шукати нові шляхи для фільтрації до низькопроникних але нафтонасичених прошарків. А це в свою чергу створює умови для підключення до розробки покладу нових прошарків або застійних зон, які зазвичай є нафтонасиченими. Як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини. Вибір кислотного розчину визначається виключно мінералогічним складом породи пласта. Наприклад, солянокислотний розчин з необхідними додатками (стабілізатор, інгібітор корозії ПАР, спирти тощо) використовується для дії на карбонатні породи та теригенні породи з карбонатним цементом.

Глинокислотний розчин на основі соляної та фтористоводневої кислот з необхідними додатками використовується для дії на теригенні породи з карбонатно-глинистим цементом та пластовою температурою до 80"С. Глинокислотний розчин на основі фосфорної чи оцтової та борофтористоводневої кислот з необхідними додатками використовується для дії на теригенні породи з карбонатно-глинистим цементом та пластовою температурою вище 80 "с.

Використання кислотного розчину забезпечує збільшення проникності низькопроникних прошарків пласта. Використання розчину ПАР в таких умовах забезпечує покращення проникнення технологічного розчину та витиснення з порового колектора адсорбованої нафти.

Вибір ПАР залежить виключно від їх здатності зменшувати міжфазний натяг та ефективно витискати залишкову нафту. Це можуть бути як неіоногенні ПАР, такі як неонол, превоцел, савенол, радинол тощо, так і аніонактивні ПАР, такі як карпатол, КНС, сульфонол тощо.

Необхідно відмітити, що при контакті кислотного розчину з сульфованим бітумом може спостерігатись передчасне висалювання продукту з його водного розчину, що зменшує 60 ефективність використання запропонованого способу. А це свою чергу призводить до зростання тиску нагнітання та різкого зниження темпу нагнітання активного технологічного розчину. Тому для зменшення ймовірності передчасного змішування дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 з кислотним розчином та відповідно збільшення глибини оброблення продуктивного пласта між ними необхідно нагнітати облямівку буферної рідини. Як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини. Вибір буферного розчину залежить від геолого- промислових умов пласта. Наприклад, за малого вмісту іонів кальцію та магнію у пластовій воді оптимальною буферною рідиною є пластова вода з високим вмістом вказаних іонів. Завдяки цьому при їх контакті з сульфованим бітумом відбуватиметься взаємодія водорозчиненних компонентів сульфованого бітуму з іонами лужноземельних металів тільки на контакті дисперсії та буферного розчину. При великому вмісті іонів кальцію та магнію у пластовій воді (не менше 2000 мг/л) взаємодія водорозчиненних компонентів сульфованого бітуму з іонами лужноземельних металів відбувається вже на контакті дисперсії та пластової води, тому оптимальною буферною рідиною є прісна вода, яка буде попереджувати передчасний контакт кислотного розчину та дисперсії бітуму. Використання 0,05-0,5 95 розчину нейіоногенної поверхнево-активної речовини на прісній воді у порівнянні з самостійним застосуванням прісної води забезпечує кращі показники, оскільки додатково забезпечує витиснення залишкової нафти. У разі використання як активного технологічного розчину - розчину ПАР, то він може одночасно виконувати роль і буферного розчину, і роль агента впливу на пластові флюїди.

Процес дії на продуктивний пласт по запропонованій схемі здійснюють наступним чином.

Завчасно готують необхідні об'єми полімерного розчину, буферного розчину, сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 та активного технологічного розчину. Приготування дисперсії розпочинають шляхом поступового введення до полімерного розчину сульфованого бітуму.

Перемішування розчину здійснюють до ліквідації частинок бітуму великої дисперсності (визначається візуально під час короткої зупинки процесу перемішування по вспливанню вуглеводнево-розчинних компонентів сульфованого бітуму). Після цього приступають до послідовного нагнітання у пласт 0,1-5 95 суспензії сульфованого бітуму ОСБ-5 або ОСБ-50 у полімерному розчині, буферного розчину (або прісна вода, або мінералізована вода, або водний розчин неіїоногенної поверхнево-активної речовини) та активного технологічного

Зо розчину (або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини).

Співвідношення об'ємів даних розчинів становить (0,1-1):0,1-0,53:1. Останню порцію протискують у пласт рідиною глушіння. Залишають свердловину на реакцію (1-3 години у разі кислотних розчинів та 24-48 годин у разі розчинів ПАР).

Приклад здійснення способу.

Приклад 1.

Для використання запропонованого способу вибираємо типову свердловину. Продуктивні пласти свердловин Долинського родовища характеризуються теригенними породами великої товщини (більше 100 м) з початковою проникністю 0,01-0,05 мкм? та пластовою температурою біля 80 "С. Дебіт свердловини складає 2,1 т/доб при обводненні 92 95. Вміст іонів кальцію та магнію становить 2358 мг/л. Для підвищення продуктивності на цих свердловинах пропонується використовувати 595 за нафтовими сульфонатами розчин карпатолу УМ-1 в об'ємі 36 м3.

Оскільки обводненість продукції є високою, то для її зниження використовують тимчасово блокуючий розчин - З 95 дисперсію сульфованого бітуму ОСБ-5 (вибір цього бітуму пов'язаний з низькою початковою проникністю продуктивних пластів Долинського родовища) на 0,595 розчині біополімеру С-1. Об'єм блокуючого розчину для таких умов становить 10 м3 (приблизно 0,3). Оскільки вміст іонів лужноземельних металів є високим, то як буферний розчин може бути прісна вода або розчин ПАР. Оскільки дія на пласт буде проводитись розчином карпатолу, то як буферний розчин використовуємо 0,5 95 розчин савенолу за об'єму 7 м3 (приблизно 0,2). Після приготування запланованих об'ємів технологічних рідин приступають до їх нагнітання у свердловину. Для цього у колону НКТ послідовно нагнітають 10 м3 З 95 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-5 на 0,5 95 розчині біополімеру С - 1,7 м3 0,5 95 розчину савенолу, та 36 м3 5 95 за нафтовими сульфонатами розчину карпатолу УМ-1 та 10 му рідини глушіння (пластова вода).

По завершенню його потискування в пласт, витримують розчин протягом 24 годин на реагування. Свердловину освоюють і запускають в експлуатацію. В результаті дії дебіт свердловини по нафті збільшився до 5,3 т/доб.

Приклад 2.

Для використання запропонованого способу вибираємо типову свердловину. Продуктивні пласти свердловин Глинсько-Розбишівського родовища характеризуються теригенними бо породами великої товщини (до 100 м) з початковою проникністю 0,1-14 мкм? та пластовою температурою біля 70 "С. Дебіт свердловини складає 2,5 т/доб при обводненні 72 95. Вміст іонів кальцію та магнію становить 954 мг/л. Для підвищення продуктивності на цих свердловинах пропонується використовувати глинокислотний розчин на основі 15 9о соляної кислоти та 1 95 фтористоводневої кислоти з необхідними додатками в об'ємі 11 м3. Оскільки обводненість продукції є відносно високою, то для її зниження використовують тимчасово блокуючий розчин - 195 дисперсію сульфованого бітуму ОСБ-50 (вибір цього бітуму пов'язаний з високою початковою проникністю продуктивних пластів Глинсько-Розбишівського родовища) на 0,1 95 розчині ПАА. Об'єм блокуючого розчину для таких умов становить 8 м" (приблизно 0,7).

Оскільки вміст іонів лужноземельних металів є невисоким, то як буферний розчин повинна бути пластова вода. Оскільки дія на пласт буде проводитись кислотним розчином, то як буферний розчин використовуємо пластову воду за об'єму 10 м3 (приблизно 0,9). Після приготування запланованих об'ємів технологічних рідин приступають до їх нагнітання у свердловину. Для цього у колону НКТ послідовно нагнітають 8 м3 1 95 дисперсії сульфованого бітуму ОСБ-50 на 0,1 95 розчині ПАА, 10 м3 пластової води, 11 м3 глинокислотного розчину та 9 м3 рідини глушіння (пластова вода). По завершенню його потискування в пласт, витримують розчин протягом 2 годин на реагування. Свердловину освоюють і запускають в експлуатацію. В результаті дії дебіт свердловини по нафті збільшився до 6,9 т/доб.

Claims (1)

1. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ

   Спосіб дії на неоднорідний за проникністю та насиченням продуктивний пласт, що включає нагнітання у пласт дисперсії вуглеводневих частинок, буферного розчину та активного технологічного розчину, який відрізняється тим, що як дисперсію вуглеводневих частинок використовують сульфований бітум ОСБ-5 або ОСБ-50 при концентрації 0,1-5 95 у полімерному розчині, як буферний розчин використовують або прісну воду, або мінералізовану воду, або водний розчин неіоногенної поверхнево-активної речовини, а як активний технологічний розчин використовують або солянокислотний розчин, або глинокислотний розчин, або розчин неіоногенної поверхнево-активної речовин, або розчин аніонактивної поверхнево-активної речовини.

   Зо