Спосіб підвищення продуктивності неоднорідного нафтового пласта

Корисна модель відноситься до нафтовидобувної промисловості і може знайти застосування при розробці нафтового покладу на пізній стадії розробки. Відомий спосіб регулювання розробки нафтових родовищ заводненням, що включає закачування в пласт розчину полімерного матеріалу зі зшивачем і суспензію дисперсних систем [Патент РФ№ 1731942, кл. Е21В43/22, публ. 1992p.]. Відомий спосіб має низьку ефективність унаслідок недостатньої стійкості зшитої полімерної системи. Відомий спосіб вирівнювання профілю приймальності в нагнітальних і обмеження водопритоків у видобувних свердловинах [Патент РФ №2169258, кл. Е21В43/22, публ.2001p.], що включає закачування в пласт ізолюючого складу на основі полімерів, зшивачу і води. Недоліком даного способу є низька ефективність при ізоляції промитих зон пласта. Найближчим до запропонованого способу за технічною суттю є спосіб розробки неоднорідного покладу вуглеводнів [Пат. РФ №2167280, кл. Е21В43/22, публ. 2001p.], що включає закачування в пласт через нагнітальну свердловину водного розчину солі багатовалентного металу та полімерного розчину і подальше нагнітання витісняючого агента. Відомий спосіб малоефективний при розробці родовищ з низькопроникними глинистими колекторами. В основу корисної моделі покладено завдання створити такий спосіб підвищення продуктивності неоднорідного нафтового пласта, у якому за рахунок зміни реагентів досягається збільшення охвату заводнюванням неоднорідних по товщині і по площі інтервалів пласта, збільшення приймальності нагнітальних свердловин пластів, що мають переважно глинистий тип цементу, високий вміст глинистих мінералів, низьку проникність та велику питому поверхню і гідрофільний характер змочування. Поставлене завдання вирішується тим, що в способі підвищення продуктивності неоднорідного нафтового пласта, що включає закачування в пласт через нагнітальну свердловину водного розчину солі багатовалентного металу та полімерного розчину і подальше нагнітання витісняючого агента, у якому згідно з корисною моделлю, одночасно закачують водний розчин поліакриламіду (ПАА) з зшивачем і водний розчин поверхнево-активної речовини (ПАР) з хлористим кальцієм, потім закачують ПАР з хлористим кальцієм і нагнітають витісняючий агент - воду. Причому водний розчин ПАА і зшивача має наступний склад, мас.%: ПАА-0,1-0,8; ацетат хрому - 0,01-0,03; вода - решта, а водний розчин ПАР з хлористим кальцієм має наступний склад, мас. %: неіоногенна ПАР-1,0-3,0, хлористий кальцій - 1,5-4,5; вода - решта. Розчин солі багатовалентного металу виконує функцію носія полімеру і зшивача, є одночасно компонентом, який утворює осади, і до початку гелеутворення полімеру фільтрується у порові канали як високо-, так і низькопроникних середовищ. В запропонованому способі як неіоногенну ПАР (НПАР) використовують оксіетіліровані алкілфеноли марки неонол, наприклад АФ 9-12, ОП-10. Ці ПАР володіють високою поверхневою активністю, менше адсорбуються на поверхні порід, добре розчиняються в хлоркальцієвих водах, навіть при невеликій концентрації знижують поверхневий натяг води на межі з нафтою і твердою поверхнею. В якості мінералізованої води для розчинення НПАР використовують сіль кальцію хлористого. В способі використовується здатність системи сіль кальцію - вода - НПАР безпосередньо в пласті генерувати зшиту полімерну систему. Водний розчин поліакриламіду (ПАА) з зшивачем - ацетатом хрому утворює зшиту полімерну систему. В пласт закачують одночасно мінералізований розчин НПАР, що зменшує набухання глинистого цементу колектору і збільшує приймальність привибійної зони пласта і розчину поліакриламіду з зшивачем. За рахунок теплової енергії пласта відбувається зшивання макромолекул полімеру. Час гелеоутворення залежить від температури пласта і співвідношення компонентів. Потім закачують мінералізований розчин НПАР, закачують в пласт воду системи підтримання пластового тиску (ППТ) в об'ємі 10-15м 3 і зупиняють свердловину на 12 годин на реагування. Після цього свердловину переводять на заводнення системи ППТ. Пісковики нафтоносних відкладень в своєму складі містять глинисту фракцію. Для відкладень, наприклад, Долинського нафтового родовища, зміст глин складає більше 10%. Нафтовитісняюча опріснена вода, що рухається через такий глинистий пісковик викликає набухання глинистих частинок, а також їх руйнування, що може привести до закупорки самих звужених порових водопроникних каналів пласта і тим самим знизити приймальнісь нагнітальних свердловин, що у свою чергу може привести до зниження темпів розробки покладу. Ефективність робіт при видобутку на фти на пізній стадії розробки в значній мірі залежить від використання розчинів, які не сприяють набуханню глинистих матеріалів в породі. Спосіб дозволяє ефективно перерозподіляти фільтраційні потоки пластових флюїдів і залучи ти в розробку пласти, раніше не охоплені заводненням. Запропонований спосіб ефективний для підвищення нафтовіддачі низькопроникних, неоднорідних покладів як на ранній, так і на пізній стадії розробки. Були проведені експерименти по підбору розчинів реагентів, що не викликають сильного набухання глинистих часток (результати експериментів наведені в таб.1). Отримані показники набухання зразків пластової глини Долинського родовища показують, що при контакті з мінералізованою водою (розчин СаСl2) вона залишається у відносно стабільному стані і у меншій мірі піддається набуханню, в порівнянні з прісною або слабомінералізованою водою. Щоб зменшити зниження приймальності нагнітальних свердловин в способі запропоновано закачувати мінералізовані розчини НПАВ. Результати дослідів фільтрації свідчать, що залишковий чинник опору, коефіцієнт нафтовитіснення і приріст коефіцієнта нафтовитіснення у запропонованому способі вище, ніж у прототипі (досвід 1-4, табл. 1). Приклад виконання способу. Нафтовий поклад розробляють по наступних характеристиках: глибина залягання 2500м, товщина пласта 35м, пластовий тиск 23,0МПа, температура 80°С, пористість 17%, проникність 0,0065-0,0968мкм 2, густина нафти в поверхневих умовах 0,850г/см 3, в'язкість нафти 9,2мПа×с. В промислових умовах те хнологічний процес здійснюється таким чином. В одну місткість (25м 3) набирається розрахункова кількість сеноманської води і при постійному перемішуванні подається розрахункова кількість хлористого кальцію і НПАВ. В іншій місткості (25м 3) готується розчин ПАА і зшивача. Обидва розчини одночасно паралельними потоками закачують за допомогою двох агрегатів ЦА-320 в нагнітальну свердловину. В процесі закачування відбувається повне змішення рідин з утворенням гелеутворюючого складу, який продавлюється в пласт наступною порцією розчину НПАВ з хлористим кальцієм і водою (10-15м 3). Потім свердловину зупиняють на 12 годин, після чого пускають на заводнення системи ППТ. Оптимальний об'єм закачування вибирається залежно від товщини пласта, видалення промитих зон і визначається по загальноприйнятих методиках, ви ходячи з особливостей пласта. Спосіб дозволяє зберегти приймальність нагнітальних свердловин за рахунок незначного набухання глинистих часток колектора та дозволяє створити водоізолюючі екрани з поліпшеними технологічними параметрами, оскільки ефективний перерозподіл потоків фільтрації пластових флюїдів та залучення у розробку пропластків, які раніше не були охоплені заводненням. Таблиця 1 Експерименти по підбору розчинів реагентів № Реагенти, що досліду закачуються 1 1 2 Закачувана вода Розчин НПАР+СаСl2 Вода Розчин ПАА+ацетат хрому вода Розчин НПАР+СаСl2 Вода Закачувана вода Концентрація реагентів, % 3 Загальний об'єм Залишковий закачування фактор опору реагентів 4 5 5,0 1,0+1,5 Коефіцієнт нафтовитіснення 6 Приріст коефіцієнта нафтовитіснення, % 7 0,66 0,15 97,5 0,1+0,01 0,3 99,5 1,0+1,5 0,15 97,5 0,3 0,1 Призупинення досліду на 12 годин 2 Закачувана вода Закачувана вода Розчин НПАР+СаСl2 Вода Розчин ПАА+ацетат хрому вода Розчин НПАР+СаСl2 Вода Закачувана вода 3,0 5,8 5,0 3,0+4,5 0,76 15,1 0,70 0,15 91,5 0,8+0,03 0,3 99,5 5,0+3,5 0,15 91,5 0,1 Призупинення досліду на 12 годин 3 Закачувана вода Закачувана вода Розчин НПАР+СаСl2 Вода Розчин ПАА+ацетат хрому вода Розчин 3,0 5,0 3,0+2,1 0,15 94,9 0,3+0,03 0,3 99,67 3,0+2,1 0,15 12,4 0,87 0,63 24,3 НПАР+СаСl2 Вода Закачувана вода 94,9 0,1 Призупинення досліду на 12 годин 4 про тотип Закачувана вода Закачувана вода Розчин СаСl2 Розчин: ПАА К2Сr2O7 НПАР біоцид СаСl2 вода Na2SO4 Закачувана вода 3,0 7,9 5,0 0,5 0,05 0,05 0,03 99,37 1,3 0,77 19,7 0,65 0,15 0,3 0,1 0,15 3,0 4,7 0,72 4,3