Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида, причем в качестве солей алюминия используются жидкие алюмосодержащие отходы при следующих соотношениях, мас.%: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода остальное [1, аналог].

Недостатком известного способа является нестабильность качества получаемого геля из-за неоднородности применяемых алюмосодержащих отходов, а также применение высоких концентраций реагентов.

Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи пластов при обработке обводненных скважин заводнением, содержащий соли алюминия, карбамид, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,5; хлорид алюминия 0,4-17,0; карбамид 1,5-30,0; вода остальное.

Недостатком данного термотропного гелеобразующего состава является отсутствие структурно-механических и реологических свойств комбинированного геля, состоящего из неорганических частиц гидроокиси алюминия и молекул органического водорастворимого полимера при пластовых температурах 90°С и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава [2, аналог].

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами путем закачки водного раствора карбамида и соли алюминия с образованием непосредственно в пласте объемного геля. Поставленная цель достигается тем, что при разработке нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами или пропластками в пласт закачивают водный раствор с содержанием карбамида 5,0-50,0 мас.% и соли алюминия 2,8-17,0 мас.% (гелеобразующая система Галка), образующий объемный гель непосредственно в пласте при температуре на забое скважины 70-90°С [3, прототип].

Недостатком известного способа является разбавление гелеобразующего состава при движении по водонасыщенному пласту, приводящее к снижению тампонирующих свойств образуемого геля.

Изобретение направлено на создание способа разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта.

Результат достигается тем, что с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка раствора полиакриламида в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, объем которой составляет не менее 25 м³, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода.

Признаками изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи» являются:

1. Закачка первой экранирующей буферной оторочки.

2. Закачка низковязкой термотропной гелеобразующей композиции.

3. Закачка второй экранирующей буферной оторочки.

4. В качестве экранирующей буферной оторочки используется раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% высокомолекулярного частично гидролизованного полиакриламида в пресной воде.

5. В качестве низковязкой термотропной гелеобразующей композиции используется 5,0-30,0 мас.% раствор изолирующего состава ВИС-1 в пресной или минерализованной воде.

6. Объем низковязкой термотропной гелеобразующей композиции составляет не менее 25 м³.

7. Объем экранирующей буферной оторочки составляет от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции. Признаки 2 и 6 являются общими с прототипом, а признаки 1, 3, 4, 5, 7 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м³, содержащей хлорид алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, при этом с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода при содержании в составе, мас.%:

а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего компонентного состава, мас.%:

Для исследований использовались:

1. Изолирующий состав ВИС-1, выпускается по ТУ 2484-087-17197708-2004, представляет собой композицию, полученную на основе солей алюминия, карбамида и поверхностно-активных веществ. Порошок светло-желтого цвета (сухая форма).

Содержит, мас.%:

2. Полиакриламид TR-CHIMECO - 1516, выпускается по ТУ 2216-083-17197708-2003, представляет собой высокомолекулярный частично гидролизованный водорастворимый полимер анионного типа на основе акриламида. Молекулярный вес в пределах 14,5÷15,5 миллион у.е., степень гидролиза в пределах 13,0÷17,7 мол.%.

3. Минерализованная вода плотностью 1,211 г/см³, с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 25 800 мг/л (Восточно-Дроздовское месторождение, Республика Беларусь).

4. Минерализованная вода плотностью 1,012 г/см³, с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л (Барсуковское месторождение, Западная Сибирь).

5. Пресная вода.

Примеры приготовления термотропной композиции (термогеля)

Пример 1.

В стеклянном стакане на 250 мл в 190,0 г минерализованной воды плотностью 1,211 г/см³ растворяется 10,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 2.

В стеклянном стакане на 250 мл в 170,0 г минерализованной воды плотностью 1,012 г/см³ растворяется 30,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 3.

В стеклянном стакане на 250 мл в 140,0 г пресной воды растворяется 60,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Пример 4 (по прототипу).

В стеклянном стакане на 250 мл в 40,0 г пресной воды растворяется 30,0 г шестиводного хлорида алюминия АlСl₃·6Н₂O (16,6 мас.% в расчете на безводный АlСl₃) и 30,0 г карбамида, полученный раствор разбавляется пресной водой в соотношении 1:1. В результате получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.

Время образования геля при температуре 85°С при различном содержании реагентов в термотропных составах представлено в таблице 1.

Приготовленные растворы термогеля нагреваются в термошкафу в закрытых тефлоновых стаканах при температуре 85°С. В результате нагрева получается неподвижный однородный гель. Время гелеобразования при одинаковой температуре исследования зависит от концентрации реагентов. Из таблицы 1 следует, что для состава 3 и состава по прототипу (состав 4) с одинаковой общей концентрацией реагентов, время образования геля также одинаково.

Образование геля объясняется реакцией гидролиза мочевины при температуре выше 60°С:

(NH₂)₂-СО+Н₂O→2NH₃↑+СO₂↑

NН₃+Н₂O→NH₄OH

3NH₄OH+АlСl₃→3NH₄Cl+Аl(ОН)₃↓

Селективность образования геля в водонасыщенных зонах пласта объясняется хорошей растворимостью аммиака и углекислого газа в углеводородах, что препятствует образованию гидроксида алюминия в нефтенасыщенных зонах пласта.

Проведенные фильтрационные исследования на водо- и нефтенасыщенных насыпных кернах подверждают это.

Для выполнения фильтрационных экспериментов была использована фильтрационная установка высокого давления HP-CFS и наполненные песком термостатированные насыпные модели пласта (длина моделей составляла 47,5 см; диаметр 3,09 см; площадь поперечного сечения 7,5 см²).

В таблице 2 представлены результаты фильтрационных исследований на водо- и нефтенасыщенных моделях терригенного пласта по оценке селективности термотропного состава.

Опыты были проведены при температуре 85°С, для оценки тампонирующих свойств в водо- и нефтенасыщенные модели было закачено по 2 V_пор термогеля (состав №3 из таблицы №1). Как следует из таблицы 2 фактор остаточного сопротивления, полученный в водонасыщенной модели, несмотря на большую начальную проницаемость, в 220 раз больше, чем в нефтенасыщенной модели, что позволяет сделать вывод о селективности термотропного состава.

Далее представлен ряд фильтрационных экспериментов, посвященных оценке влияния на тампонирующие свойства оторочки термогеля, а также предварительной и последующей закачки оторочек экранирующей буферной жидкости, представляющей собой раствор полиакриламида в пресной воде (ПАА).

Методика исследований

Были подготовлены идентичные модели, насыщенные минерализованной водой плотностью 1,012 г/см³ при 20°С и вязкостью 1,024 мПа·с при 20°С и проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм².

Согласно разработанной методике, при температуре пористой среды 85°С в первую модель закачали 0,15V_пор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,2V_пор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.

Во вторую модель при температуре пористой среды 85°С закачали 0,15V_пор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,7 V_пор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.

В третью модель при температуре пористой среды 85°С закачивали 0,3%-ный раствор ПАА, термогель (состав №3 из таблицы №1) и снова 0,3%-ный раствор ПАА в объеме по 0,15V_пор каждого состава. То есть в сумме закачали 0,45V_пор различных водорастворимых составов.

Далее, предполагая, что процесс продвижения водорастворимых составов внутри модели пласта, содержащей водную фазу, будет носить поршневой характер, закачали в модель пласта 0,55V_пор воды. Тем самым, моделируя процесс продвижения пачки тампонирующих реагентов в пористой среде продуктивного коллектора, переместили весь объем закачанных составов к выходу модели пласта,

После выдержки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов, при разных расходах до стабилизации перепада давления. Определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.

Результаты проведенных опытов представлены на рис.1-3.

Анализ результатов, полученных при закачке в водонасыщенную модель пласта пачки термогеля без буферных оторочек показывает, что закачка и продвижение пачки термогеля 0,15V_пор на 0,2V_пор в опыте №1 дали величину остаточного фактора сопротивления R_ост=18,36. В то же время продвижение пачки термогеля того же объема на 0,7V_пор в опыте №2 уменьшило этот параметр до значения 2,06.

Следовательно, увеличение глубины обработки коллектора приводит к снижению тампонирующих свойств термогеля за счет размывания пачки пластовой водной фазой. Для сохранения целостности пачки действительно необходима закачка предварительной и последующей за пачкой термогеля буферных зон, обеспечивающих целостность пачки термогеля.

При проведении опыта №3 определялись факторы остаточного сопротивления при закачке на разных этапах эксперимента, так перемещение пачки, состоящей из раствора ПАА и термогеля, путем закачки 0,55V_пор воды, на момент окончания закачки дало максимальное значение фактора сопротивления R_ocт=5,85. При этом, если учитывать только тот фактор сопротивления, который был получен за счет 0,3V_пор ПАА, то он был равен R_ост=4,91.

После выдержки для процесса гелеобразования в опыте №3 и фильтрации воды при расходе 80 см³/час было получено конечное значение остаточного фактора сопротивления R_ост=11,84. To есть на долю пачки термогеля пришлось R_ост=11,84-4,91=6,93. Это в три с лишним раза больше R_ост=2,06, полученного для того же расхода воды, при закачке пачки термогеля без буферных оторочек. Тем самым убедительно доказана целесообразность применения оторочек буферной жидкости в виде раствора ПАА.

Безусловно, что увеличение объема закачки термогеля при условии применения буферных оторочек, позволит увеличить и значения остаточного фактора сопротивления.

Результаты опыта №3 показывают также, что в силу вязкоупругих свойств тампонирующего состава ПАА+термогель величина R_ост может меняться в зависимости от расхода закачиваемой воды. Так при расходе 200 см³/час было получено значение R_ост=7,36, а при расходе 80 см³/час получено значение R_ост=11,84. Следовательно, тампонирующая эффективность данного состава должна возрастать с увеличением глубины обработки.

В таблице 3 приведены результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления, полученного при закачке термотропного и буферных составов в заявленном диапазоне концентраций и объемов закачки на аналогичных описанным выше моделях пласта с проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм. Исследования проводились при температуре 85°С и выдержке после закачки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, после чего проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов и определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.

Диапазон концентрации ПАА выбран из следующих соображений:

- минимальная концентрация ПАА составляет 0,1% масс., ниже которого раствор ПАА не будет препятствовать, за счет слишком низкой вязкости разбавлению раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальная концентрация (0,5 мас.%) ограничивается высокой вязкостью раствора полиакриламида и экономической целесообразностью.

Диапазон объема буферной пачки выбран из следующих соображений:

- минимальное значение объема буферной пачки составляет 10% от объема термотропной композиции, ниже которого будет происходить разбавление раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальный объем - 100% от объема термотропной композиции ограничивается экономической целесообразностью.

Минимальный объем термотропной композиции - 25 м³ выбран из опыта применения аналогичных составов на практике, что составляет, примерно, 0,15V_пор для части пласта толщиной 1 м и радиусом 20 м, при пористости около 13,6% (такая пористость может быть характерна для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири).

Способ осуществляют следующим образом.

По изобретению осуществляют разработку нефтяной залежи заводнением. Для этого закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины с продавкой его в продуктивный пласт. Вытесняют рабочим агентом нефть из залежи в направлении к добывающим скважинам. Для этого в нагнетательную скважину закачивают раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего закачивают термотропную композицию - 5,0-30,0 мас.% ВИС-1 в пресной технической или минерализованной воде в объеме не менее 25 м, а затем вновь раствор содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего продолжают нагнетание воды.

Источники информации

1) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2120544 (Е21В 43/22), опубликован 20.10.1998, - аналог.

2) Алтунина Л.К., Крылова О.А., Кувшинов В.А. и др. Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи. Патент РФ №2076202 (Е21В 43/22), опубликован 10.03.1997, - аналог.

3) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. и др. Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами. Патент РФ №2061856 (Е21В 43/24), опубликован 10.06.1996, - прототип.