Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением за счет циклической закачки в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы, блокирующей высокопроницаемые интервалы и трещины, служащей эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.

Известен способ разработки нефтяной залежи с высокотемпературным пластом, включающий закачку в пласт смеси растворов хлористого алюминия и тринатрийфосфата с последующим продавливанием в пласт раствором поверхностно-активного вещества (патент РФ 2094599, МКИ 6 E21B 43/20, 1996 г.).

Недостатком данного способа является низкая глубина проникновения образующегося осадка в пласт и сложность осуществления технологического процесса.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии на основе полиакриламида, бентонитовой глины и соединения хрома и водной суспензии на основе древесной муки, конденсированной сульфит-спиртовой барды и бихромата калия (см. патент РФ №2205946, E21B 43/22, 2003). Способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости и увеличение охвата пласта заводнением за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта.

Недостатками способа являются низкая эффективность при использовании на месторождениях с зональной неоднородностью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объеме пласта, и ограниченная продолжительность технологического эффекта. Недостатками способа являются также кольматация отдельных интервалов пласта в результате закачки древесной муки и блокирование запасов нефти в низкопроницаемых интервалах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта (патент RU №2398102, МПК E21B 43/22), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В смеси используют бентонитовый глинопорошок, модифицированный в смеси с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендировано 3-10 мас. % смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.

Существенным недостатком известного способа является то, что при взаимодействии водного раствора ПАА с бентонитовым глинопорошком и кварцевым песком на водной основе происходит быстрое осаждение глины и песка вблизи забоя нагнетательной скважины, рост давления закачки; в высокоминерализованных пластовых водах объем тампонирующей массы заметно снижается; способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин. Полученная сшитая полимер-глинисто-кварцевая система не обладает достаточной подвижностью и, соответственно, не может служить эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.

Основная задача предлагаемого изобретения состоит в повышении нефтеотдачи в обводненных и неоднородных пластах, находящихся на поздней стадии разработки, со снижением обводненности добываемой продукции за счет вытеснения остаточной нефти и глубины воздействия щелочной полимерной глинисто-кварцевой системой.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающим заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, в начале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, особенностью является то, что указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, масс. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка составляет 10:3, а суспензия содержит 3-10 масс. % указанной смеси.

Способ используют при проведении работ на нагнетательных скважинах с целью комплексного воздействия на пласт, включающего выравнивание профиля приемистости скважины, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением.

Сущность предлагаемого способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заключается в том, что в качестве закачиваемой полимерной суспензии используется сшитый полимерный раствор с шелочью, где в качестве щелочи используется кальцинированная сода с концентрацией в растворе с диапазоном 0,05-0,1% масс., в качестве сшивателя используются хромсодержащие соединения 0,1-0,6% масс., с последующей закачкой водной смеси бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. В процессе закачки поступающие в пласт частицы глинистой суспензии и кварцевого песка начинают взаимодействовать с водной композицией сшитого полиакриламида и щелочи (кальцинированной соды или едкого натра), в результате происходит разбухание бентонитового глинопорошка с кварцевым песком, с переходом во взвешенное состояние. Одновременно идет процесс флокуляции сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы (ЩПГКС) в высокопроницаемых зонах пласта, увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Это позволяет закачивать большие объемы раствора щелочной полимерной и глинисто-кварцевой системы, увеличивая глубину обработки пласта. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) способствует извлечению остаточной нефти и из низкопроницаемых неохваченных вытеснением зон пласта.

В целом в результате воздействия на пласт при использовании предложенного способа происходит блокирование прорывов воды, перераспределение фильтрационных потоков и снижение обводненности добываемой продукции. Предложенный способ повышения нефтеотдачи более надежен по сравнению с прототипом, используемые материалы просты в приготовлении, являются доступными, недорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. В качестве сшивающего агента, вводимого в ЩПГКС, используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88 с концентрацией от 0,1% до 0,6%. Используется едкий натр или кальцинированная сода, карбонат натрия (Na₂CO₃), плотностью 2.589 г/см³, хорошо растворяющаяся в воде, создающая сильнощелочную среду. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА, ПБМБ по ТУ 2164-006-41219638-2005. Полиакриламиды марки PDA, Р-1020, DKS, Accatrol, «Сайдрил», специально приготовленный кварцевый песок. В качестве щелочи - кальцинированная сода.

Количество частично гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА. Перед проведением закачки проверяется скважина на трех режимах с построением индикаторной кривой для оценки характера промытых зон и трещин. Объем, концентрация компонентов и темп закачки выбирается в зависимости от проведенных исследований.

На фиг. 1. представлена схема закачки реагентов способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, состоящая из 1 - нагнетательной скважины, 2 - насосного агрегата, 3 - эжекторного устройства, 4 сухого ПАА, 5 - глинопорошка с кварцевым песком, 6 - сшивателя, ацетата хрома, 7 - щелочи (кальцинированной соды), 8 - задвижки технологической для регулирования подачи воды с водовода, 9 - расходомера воды.

Способ осуществляется следующим образом. В пласт, разрабатываемый путем заводнения, с помощью насосного агрегата 2 закачивают смесь полиакриламида с концентрацией 0,01-0,30% - 0,1-0,6% раствора соединения хрома, кальцинированную соду с концентрацией 0,05-0,1% при давлении нагнетания закачиваемой в пласт воды. Закачку производят путем дозирования сухой смеси расчетного количества полиакриламида 4 и щелочи 7 в заданном соотношении через эжектор 3 в раствор воды с водовода. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода в количестве не менее 10-14 м³. Затем через эжектор в сухом виде закачивают суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка с кварцевым песком с концентрацией 3-10%, с начальным их соотношением 10:1, при давлении нагнетания в 10-40% выше давления нагнетания закачиваемой в пласт воды. Суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды через задвижку 8 и расходомер 9 с водовода, в количестве не менее 10-14 м³. Далее цикл закачки реагентов повторяется до снижения приемистости скважины на величину не более чем 50% при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.

Предлагаются примеры на скважинах реализации способа разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов.

Пример 1. Продуктивный пласт группы ЮВ1 нефтяного Хохряковского месторождения в Нижневартовском районе выраженной зональной и послойной неоднородностью. Пласт со стороны добывающих скважин характеризуется значительной выработкой запасов. Нефтяной пласт разрабатывается с помощью заводнения. Средняя приемистость нагнетательной скважины составляет 250 м³/сут. По отдельным нагнетательным скважинам приемистость более 350 м³/сут. В нагнетательную скважину с приемистостью 350 м³/сут при давлении нагнетания 130 атм с помощью насосного агрегата закачали 4%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка марки ПБМА в 0,06%-ном водном растворе полиакриламида марки PDA. Приготовили 50 м³ водного раствора ПАА (200 кг) с добавкой щелочного агента (300 кг) и закачали приготовленный раствор ПАА с добавками в скважину, разбавляя технической водой из расчета 1 часть раствора к 5 частям технической воды. Продавили раствор полимерной композиции в пласт закачкой воды из водовода не менее 10 м³. Закачали в скважину 300 м³ глинистого раствора (8 т бентонитовой глины). Продавили состав в пласт водой не менее 10 м³. Циклы повторили 2 раза, в перерывах между циклами запускали скважину в работу на 5 часов. После закачки полимердисперсной системы приемистость скважины снизилась до 200 м³/сут при давлении 13 МПа, по истечении 6 месяцев после обработки скважины накопленная дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 3100 тонн. В добывающих скважинах установлено снижение обводненности добываемой продукции на 2-3% и увеличение дебитов по нефти.

Способ может быть использован при разработке залежей с различными коллекторскими свойствами, включая пласты с трещиноватыми, трещиновато-пористыми и пористыми коллекторами, обеспечивает в них повышение нефтеотдачи за счет закачки в нагнетательные скважины сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы.