способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами
Классы МПК: | E21B43/24 с применением тепла, например нагнетанием пара E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы |
Автор(ы): | Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Манжай В.Н., Назаров В.И., Бернштейн А.М., Полковников В.В., Тарасов А.Г. |
Патентообладатель(и): | Институт химии нефти СО РАН, Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт |
Приоритеты: |
подача заявки:
1992-06-30 публикация патента:
10.06.1996 |
Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами. При температуре пласта 70-90oС или в результате предварительного нагрева пласта до этой температуры в него закачивают водный раствор карбамида и соли алюминия, с концентрациями, обеспечивающими образование непосредственно в пласте объемного геля. 4 ил., 2 табл.
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6
Формула изобретения
Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами, включающий закачку в пласт водных растворов карбамида и соли алюминия, отличающийся тем, что при температуре пласта 70-90oС или путем предварительного нагрева пласта до этой температуры в него закачивают водный раствор карбамида и соли алюминия с концентрациями, обеспечивающими образование непосредственно в пласте объемного геля.Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений физико-химическими методами с использованием теплового воздействия и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Существуют методы селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта путем образования в пласте свободно- или связнодисперсных систем, таких как золи, эмульсии, пены и пр. Все эти методы базируются на последовательной закачке оторочек химреагентов с расчетом на их смешение в определенном месте пласта, что оказалось малоуспешным в промысловых экспериментах [3]Известен способ выравнивания проницаемости неоднородного пласта путем образования в высокопроницаемых зонах геля кремниевой кислоты за счет закачки в пласт кремнийорганических реагентов. В этом случае процесс воздействия по толщине пласта становится регулируемым, охват тепловым воздействием увеличивается и соответственно увеличивается нефтеотдача [2]
Недостатком способа является образование в пласте хрупкого геля конденсационно-кристаллизационной структуры, что определяет необходимость частых повторных обработок для восстановления селективной блокады. Кроме того, закачиваемый химреагент однофункционален и не создает побочных положительных эффектов, что явно недостаточно для современной практики разработки месторождений. Наиболее близким к заявляемому является способ изоляции водонасыщенных пластов в эксплуатационных скважинах и выравнивания фронта нагнетания воды в нагнетательных скважинах, включающий закачку карбамида и солей алюминия, способных при указанных условиях образовывать нерастворимые осадки (в виде хлопьев) в результате взаимодействия с продуктами разложения карбамида [3] Получаемые осадки или хлопья способны закупоривать поры породы-коллектора, однако указанный способ не обеспечивает достаточного снижения проницаемости породы-коллектора по воде, кроме того в этом случае изоляция не является селективной, так как снижается проницаемость коллектора как по воде, так и по нефти. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием путем селективной изоляции высокопроницаемых пластов или пропластков. Поставленная цель достигается тем, что при разработке нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами или пропластками, в пласт закачивают водный раствор с содержанием карбамида 5 30 мас. и соли алюминия 2,8 17 мас. (гелеобразующая система ГАЛКА), образующий объемный гель непосредственно в пласте, причем температура на забое скважины, в которую закачивается раствор, не должна быть выше 90oС, а при закачке раствора в добывающую скважину не ниже 70oС. В случае, когда закачка водного раствора соли алюминия и карбамида производится при температуре на забое скважины ниже 70oС необходим предварительный нагрев пласта до температуры выше 70oС. Возможность увеличения охвата пластов путем селективной изоляции высокопроницаемых пластов основана на свойствах системы соль алюминия - карбамид вода в указанном диапазоне концентраций и при определенных соотношениях компонентов непосредственно в пористой среде образовывать гель, являющийся псевдопластичным телом с резко выраженной тиксотропией. Образование геля приводит к снижению подвижности воды в водо- и нефтенасыщенных образцах породы-коллектора в 4 36 раз, при этом подвижность нефти превышает подвижность воды или находится на одном уровне. Показано, что время гелеобразования практически не зависит от концентрации соли алюминия, а в основном определяется температурой и соотношением концентраций соли алюминия и карбамида в гелеобразующем растворе. Растворы соли алюминия без карбамида гелей и золой не образуют. В таблице 1 приведены типичные результаты, указывающие на отсутствие влияния кратности разбавления на время гелеобразования для серии растворов, полученных из исходного гелеобразующего раствора состава: 30 мас. АlСl3
![способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами, патент № 2061856](/images/patents/411/2061007/183.gif)
В опыте по первичному вытеснению нефти объемы закачки гелеобразующей системы ГАЛКА в колонки с более высокой и более низкой проницаемостью находились в соотношении 2,8 1. Это привело к выравниванию профиля приемистости модели, и объемы воды, закачанной после гелеобразующей композиции, находились в соотношении 1,25 1. В результате были достигнуты высокие коэффициенты вытеснения 71,2 и 79,9% в целом по модели 75,1% Следует отметить, что по более низкопроницаемой колонке был достигнут больший коэффициент вытеснения. Эффективность предлагаемого способа апробирована в промысловых условиях на опытных участках пласта Ю1 Ершового, Лаc-Егaнского и Нивагальского месторождений Западной Сибири при температурах на забое скважины 72, 80, 90oС. Пример 1. В нагнетательную скважину 2770 пласта Ю1 Нивагальского месторождения с пластовой температурой 90oС закачивают 50 тонн водного раствора алюминия хлористого и карбамида с концентрациями 4 мас. и 16 мас. соответственно. Раствор готовят путем растворения 2 т АlСl33 безводного и 7,5 т карбамида в 40,5 т закачиваемой воды. После этого в скважину закачивают 100 т воды и останавливают закачку для образования геля непосредственно в пласте. Через 3 суток продолжают нагнетание воды. В результате происходит снижение обводненности продукции и увеличение дебитов по нефти добывающих скважин 2213, 2237, 2238, 3078, гидродинамически связанных с нагнетательной (фиг. 3,4). Показано, что для реализации способа в промысловых условиях обводненность продукции добывающих скважин снижается на 5-53% увеличиваются дебиты нефти по добывающим скважинам (фиг. 1-4). Продолжительность эффекта превышает год, без дополнительных закачек гелеобразующей системы. Таким образом, предлагаемый способ приводит к увеличению охвата неоднородного пласта заводнением, селективной изоляции высокопроницаемых пластов, выравниванию профиля приемистости и увеличению нефтеотдачи неоднородных пластов. Способ может быть использован как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождений. 2
Класс E21B43/24 с применением тепла, например нагнетанием пара
Класс E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы