СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин с целью увеличения нефтеотдачи месторождений с низкопроницаемыми коллекторами.

Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС) [1]. При закачке в скважину оторочки СПС она попадает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, где за счет сшивки увеличиваются его вязкостные, вязко-упругие и вязко-пластичные характеристики и создается повышенное гидросопротивление фильтрации. После подключения скважины под закачку воды повышенное гидросопротивление в высокопроницаемой части приводит к росту давления закачки, которое, в свою очередь, способствует проникновению закачиваемой воды в низкопроницаемую часть разреза и повышению коэффициента охвата пласта фильтрацией. Селективнось попадания СПС в промытые водой высокопроницаемые пропластки и изолирующего воздействия определяется тем, что закачиваемая маловязкая оторочка полимера за счет своей водной основы в наибольшей степени проникает в водонасыщенные высокопроницаемые пропластки. Часть полимерного состава, попавшая в низкопроницаемую часть, при фильтрации в низкопроницаемых пропластках подвергается механической деструкции.

Данный способ обладает преимуществом в стабильности создаваемого геля и в его высоких механо-упругих свойствах. Также преимуществом данного метода являются технологичность, возможность использования стандартного нефтепромыслового оборудования, всесезонность, отсутствие негативных процессов при сборе и подготовке нефти.

Вместе с тем данная технология имеет ограничения применимости в низкопроницаемых коллекторах и в условиях высокотемпературных пластов, представляющих распространенную группу объектов Западной Сибири. В условиях высоких пластовых температур уже при закачке СПС в пласт первые его порции успевают сшиваться, в результате чего быстро растет давление закачки. Это, в свою очередь, ведет к тому, что последующие порции СПС все в большем объеме проникают в низкопроницаемую часть разреза, что приводит к ее повышенной кольматации и в конечном счете к более неоднородному профилю приемистости. С другой стороны, фильтрация СПС в условиях низкой проницаемости сопровождается относительно невысоким фактором сопротивления в результате действия на сшитый полимер механической деструкции. На фиг.1 в левой части графика представлена динамика фактора сопротивления при фильтрации сшитого полимерного состава через керн объекта БП-14 Тарасовского месторождения, из которой видно, что фактор сопротивления в этих условиях не превышает значения 14 ед.

Описанное объясняет относительно невысокую эффективность данной технологии в условиях никопроницаемых коллекторов. Закольматированная низкопроницаемая часть разреза при подключении нагнетательной скважины под закачку воды полностью в фильтрацию не вовлекается даже при полной изоляции высокопроницаемой части разреза и росте давления закачки. В результате снижение обводненности сопровождается снижением добычи жидкости. Для примера на фиг.2 представлена динамика показателей разработки участка воздействия СПС на объекте БП-14 Тарасовского месторождения. Стрелкой на фиг.2 отмечен момент начала воздействия. После воздействия СПС отмечается снижение среднего дебита жидкости, сопровождающее снижение средней обводненности продукции участка, что приводит к снижению дополнительной добычи нефти. Вышеописанное позволяет сделать вывод о том, что для условий низкопроницаемых и высокотемпературных объектов необходима более высокая селективность изолирующего воздействия гелеобразующими составами, с одной стороны, и последующее стимулирующие воздействие на низкопроницаемую часть разреза - с другой.

Известен способ выравнивания профиля приемистости и фронта вытеснения нефти водой, заключающийся в том, что осуществляют закачку эмульсеобразующего состава в нагнетательную скважину [2].

Данный способ отличается высокой селективностью воздействия на пласт, т.к. глобулы воды дисперсной фазы эмульсии благодаря силам поверхностного натяжения даже под давлением почти не проникают в мелкие поры низкопроницаемых пропластков и по этим же причинам эмульсионный состав обладает высоким фактором сопротивления.

Основным недостатком данного метода повышения нефтеотдачи является невысокая стабильность эмульсии в условиях высоких пластовых температур. На фиг.3 представлена кривая фактора сопротивления при фильтрации обратного эмульсионного состава через керн объекта БП-14 Тарасовского месторождения. Как видно из фиг.3, в процессе фильтрации эмульсии фактор сопротивления после непродолжительного роста снижается почти до базового уровня.

Другим недостатком данного способа является его слабая эффективность в условиях низкопроницаемых коллекторов. Обычно закольматированная низкопроницаемая часть разреза при подключении нагнетательной скважины под закачку воды полностью в фильтрацию не вовлекается даже при полной изоляции высокопроницаемой части разреза и росте давления закачки. В результате при использовании лишь изолирующих средств снижение обводненности сопровождается снижением добычи жидкости. Поэтому после изолирующих составов целесообразно закачивать стимулирующие, снимающие кольматацию низкопроницаемой части разреза и увеличивающие ее проницаемость.

Существует способ разработки неоднородной нефтяной залежи [3], включающий последовательную закачку водоизолирующей композиции и вытесняющего агента в нагнетательную скважину, отличающийся тем, что вначале закачивают в нагнетательную скважину вытесняющий агент (воду) до обводнения нефти, отбираемой из добывающей скважины, фиксируют базовый уровень добычи нефти, закачивают водоизолирующие композиции, в качестве которых используют полимерный состав и углеводородную эмульсию, прослеживают эффект, после этого переходят к другим циклам с иной последовательностью указанных композиций, также прослеживают эффект, после чего циклы повторяют, причем повторяют те циклы, которые имеют наибольшую продолжительность эффекта.

Недостатком данного способа является то, что в условиях низкопроницаемых коллекторов подбор подходящего сочетания композиций опытно-промышленным путем неприменим потому, что, когда полимерная композиция закачивается после эмульсионной, большинство полимерного состава попадает в низкопроницаемую часть разреза, кольматируя ее и снижая нефтеотдачу. Поэтому в указанных выше условиях целесообразен лишь вариант закачки полимерного состава до эмульсионного.

Кроме того, в условиях низкопроницаемых коллекторов обычно закольматированная низкопроницаемая часть разреза полностью в фильтрацию не подключается даже при полной изоляции высокопроницаемой и росте давления закачки. В результате при использовании лишь изолирующих средств снижение обводненности сопровождается снижением добычи жидкости. Поэтому после изолирующих составов целесообразно закачивать стимулирующие, снимающие кольматацию низкопроницаемой части разреза и увеличивающие ее проницаемость.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ [4] обработки призабойной зоны скважины с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, согласно которому в продуктивный интервал закачивают тампонирующий материал (глина, водорастворимые эфиры целлюлозы и т.д.), отверждающийся в зоне высокой проницаемости в виде геля; затем кислоту при давлении ниже давления закачки тампонирующего материала; циклы повторяют при увеличении давления закачки кислоты до давления закачки тампонирующего материала. Отношение объемов закачки тампонирующего материала и кислоты назначают пропорционально отношению принимающего и непринимающего интервалов продуктивного пласта в скважине.

Недостаток данного способа заключается в том, что кислотный состав закачивается при давлении ниже или равном давлению закачки тампонирующего материала, что снижает эффективность направленной стимуляции, особенно в низкопроницаемых коллекторах. Авторы полагают, что гидродинамический механизм действия потокоотклоняющих технологий обязательно включает после изоляции высокопроницаемой части разреза подъем давления закачки, необходимый для последующего проникновения вытесняющего агента или стимулирующего состава в низкопроницаемую часть разреза.

Другим недостатком данного способа является недостаточная эффективность одного лишь кислотного воздействия на низкопроницаемые пропластки для их эффективного вовлечения в разработку. Это связано с образованием продуктов реакции кислотного состава с минералами скелета и цемента пород, способных в условиях низкой проницаемости закольматировать призабойную зону, а также со сложной структурой порового пространства в низкопроницаемых интервалах, обуславливающей повышенное содержание капиллярно защемленной нефти.

Решаемая предлагаемым изобретении задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с целью увеличения нефтеотдачи месторождений низкопроницаемых коллекторов. Повышение эффективности заключается в наибольшей селективности изоляции высокопроницаемой части разреза и наиболее эффективной стимуляции низкопроницаемой части разреза. Наибольшая селективность изоляции высокопроницаемой части разреза достигается благодаря предлагаемой последовательности закачиваемых составов, снижающей проникновение гелеобразующего состава в низкопроницаемую часть разреза. Эффективное вовлечение низкопроницаемой части разреза в разработку обеспечивается закачкой стимулирующего кислотного состава под давлением выше давления закачки оторочки гелеобразующей композиции и последующей продавкой стимулирующего кислотного состава водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ).

Необходимые объемы закачиваемых составов контролируются в ходе обработки путем мониторинга давления закачки.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей композиции и стимулирующего кислотного состава, отличается тем, что стимулирующий кислотный состав закачивают при давлении выше давления закачки гелеобразующей композиции, для чего между оторочками гелеобразующей композиции и стимулирующего кислотного состава закачивают оторочку буферной жидкости, не фильтрующейся или мало фильтрующейся в низкопроницаемые пропластки, а стимулирующий кислотный состав продавливают водным раствором поверхностно-активного вещества.

В качестве буферной жидкости, не фильтрующейся в низкопроницаемые пропластки, закачивают гуаровую полисахаридную жидкость, а в качестве мало фильтрующейся - обратную углеводородную эмульсию.

В качестве гелеобразующей композиции закачивают сшитый полимерный состав.

Необходимое соотношение объемов оторочек закачиваемых реагентов определяют в процессе обработки скважин путем мониторинга давления закачки.

Способ осуществляется преимущественно следующей последовательностью операций.

1. Закачивают оторочку гелеобразующей композиции, например, СПС - в пласт через скважину при давлении, составляющем не более 90% от давления на водоводе при закачке воды, до того момента, когда давление закачки не превысит указанную величину. Гелеобразующая композиция, селективно проникая в высокопроницаемую часть разреза, образует изолирующий экран.

2. Закачивают в скважину оторочку буферной жидкости, не фильтрующейся в низкопроницаемые пропластки, например гуаровую полисахаридную жидкость (допущена к применению в нефтяной промышленности; обычно при проведении гидроразрыва пласта); или обратную нефтяную эмульсию, мало фильтрующуюся в низкопроницаемые пропластки. В результате происходит рост давления закачки до давления не ниже 110% от величины обычного давления на водоводе при закачке воды.

3. Закачивают оторочку стимулирующего кислотного состава до снижения давления закачки. Кислота под давлением проникает в низкопроницаемую часть разреза, растворяя там кислоторастворимые минералы и осадки. В результате увеличивается проницаемость низкопроницаемой части разреза и снижается давление закачки.

4. Закачивают оторочку водного раствора ПАВ при сниженном давлении с максимально возможным расходом.

В результате того что изолирующая гелеобразующая оторочка продавливается не фильтрующейся или мало фильтрующейся при низкой проницаемости жидкостью, достигается максимальная селективность изолирующего воздействия и подъем давления закачки для последующего эффективного стимулирующего воздействия. На фиг.4 представлена динамика остаточного фактора сопротивления при фильтрации через керн указанного объекта последовательно полимерного и эмульсионного составов. Из графика видно, что указанная последовательность реагентов обеспечивает последовательный рост и дальнейшее сохранение остаточного фактора сопротивления на уровне 25 ед., что обеспечивает рост давления закачки, причем без кольматации низкопроницаемой части разреза.

Рост давления закачки создает благоприятные условия для проникновения последующего стимулирующего кислотного состава в поры низкопроницаемой части разреза. В результате совместного действия высокого давления и химического действия кислоты происходит раскрытие в фильтрации низкопроницаемой части разреза. С целью более эффективного вовлечения низкопроницаемой части разреза в разработку стимулирующий кислотный состав продавливается водным раствором ПАВ. Проникновение водного раствора ПАВ в низкопроницаемую часть раствора обеспечивает очистку ее от продуктов реакции, снижение поверхностного натяжения и лучший отмыв нефти, рост подвижности закачиваемой воды. В результате комплексного воздействия стимулирующего кислотного состава и водного раствора ПАВ достигается раскольматизация низкопроницаемой части пласта и увеличивается коэффициент вытеснения нефти водой. На фиг.1 в правой части графика видно, что после закачки кислотного состава остаточный фактор сопротивления снизился на 10 единиц и стал ниже базового, а после закачки оторочки водного раствора ПАВ остаточный фактор сопротивления снизился еще на единицу.

В результате проведения указанной последовательности операций происходит выравнивание профиля приемистости, причем без уменьшения приемистости нагнетательных скважин. В результате этого достигается снижение обводненности продукции реагирующих добывающих скважин при сохранении или увеличении прежнего уровня дебита жидкости, что увеличивает эффективность физико-химического воздействия на пласт.

ПРИМЕР КОНКРЕТНОГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА

Испытание предлагаемого изобретения проведено на объекте БП-14 Тарасовского нефтяного месторождения. Объект представлен литологической залежью сложного геологического строения, характеризуется низкой проницаемостью коллекторов (в среднем 20 мД), высокими проницаемостной неднородностью и расчлененностью (6 ед.). Условия высокой проницаемостной неоднородности обуславливают неравномерность выработки запасов по пропласткам, что приводит к высокой средней текущей обводненности продукции скважин (66%) при низком текущем значении коэффициента нефтеотдачи (16%). Это, в свою очередь, обуславливает необходимость проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин. Вместе с тем низкая средняя проницаемость коллекторов и высокая пластовая температура объекта (86°С) обуславливают невысокую эффективность применяемых технологий выравнивания профиля приемистости, объяснение чему дано выше.

В качестве примера на фиг.2 и фиг.5 представлены динамики показателей разработки участков воздействия различных технологий выравнивания профиля приемистости, применявшихся на данном объекте в различные годы: СПС (фиг.2), биополимер (фиг.5), мицеллярный раствор (фиг.5), термогель (фиг.5). Стрелкой на фиг.2 и фиг.5 отмечен момент начала воздействия. Анализ динамик показателей разработки позволяет отметить, что их общей закономерностью является снижение среднего дебита жидкости после обработок вместе со снижением средней обводненности, что снижает дополнительную добычу нефти в результате воздействия.

На фиг.6. представлена карта объекта БП-14 Тарасовского месторождения, на которой черным сплошным контуром отмечен опытный участок заявляемой комплексной технологии. Там же другими контурами представлено расположение участков воздействия указанных выше других технологий.

По описанной выше заявляемой последовательности операций обработаны все нагнетательные скважины опытного участка заявляемой комплексной технологии.

В каждую нагнетательную скважину закачано в среднем 200 м³ 0,25%-ного водного раствора полиакриламида ACCOTROL S 622 и 0,025%-ного ацетата хрома при давлении ниже обычного линейного давления закачки воды (150 атм) и в среднем 200 м³ обратной нефтяной эмульсии, стабилизированной эмульгатором Нефтенол-НЗ, в процессе чего давление закачки выросло до 170 атм, а приемистость снизилась на 20%. Далее в каждую скважину закачивалось 5 м³ 12%-ного раствора технической соляной кислоты, которые продавливались 7%-ным водным раствором ПАВ Нефтенол-ВВД в объеме 7 м³, в ходе чего давление закачки снижалось до значения ниже линейного давления закачки воды - ниже 150 атм.

На фиг.7 представлена динамика показателей разработки опытного участка комплексного физико-химического воздействия на пласт БП-14 Тарасовского месторождения заявляемым способом. Анализ кривых показывает, что в результате воздействия комплексной технологией вместе со снижением средней обводненности продукции средний дебит жидкости не только сохранился, но и увеличился, что увеличивает технологический эффект. Это подтверждает качественное преимущество заявляемой комплексной технологии выравнивания профиля приемистости перед прототипом и другими технологиями для указанных условий.

Следует добавить, что рассмотренные выше осложнения встречаются не только при низкопроницаемых, но и при среднепроницаемых коллекторах. Поэтому, несмотря на то, что заявляемое изобретение разрабатывалось для условий низкопроницаемых и высокотемпературных пластов, его применение может повысить эффективность выравнивания профиля приемистости и в более широком кругу геологических условий.

Источники информации

1. А.Г.Телин, М.Э.Хлебникова, В.Х.Сингизова и др. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт. - Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002, №4.

2. Патент РФ №2181431, Е 21 В 43/20, 2002.

3. Патент РФ №2172820, Е 21 В 43/20, 2001.

4. Патент РФ №2084621, Е 21 В 43/27, 1997.