способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп

Формула изобретения

Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его 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 суспендированно 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Предложенный способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными нефтяными пластами с наличием каналов (трещин) с низкими фильтрационными сопротивлениями и ограничение добычи попутно добываемой воды.

Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US № 2002/0169085, 14.11.2002, 11 с.), включающий закачку водного (с концентрацией до 1%) раствора полимера - полиакриламида как линейного, так и со сшивателем, в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его кварцевого песка.

Наиболее близким техническим решением, взятым за аналог и прототип, является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US № 2007/0267191, 27.11.2007, 6 с.), включающий закачку водного (с концентрацией до 0.3%) раствора полимера - полиакриламида как линейного, так и со сшивателем, в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.

Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП является более эффективным для повышения нефтеотдачи пластов, чем прототип.

Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его 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 суспендированно 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.

В результате закачки поступающие в пласт частицы глинистой суспензии и кварцевого песка начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида со сшивателем, в результате происходит процесс флокуляции сшитой полимерно-глинисто-кварцевой системы (ПГКС) в высокопроницаемых зонах пласта и увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) способствует извлечению нефти из низкопроницаемых неохваченных вытеснением зон пласта.

В качестве сшивающего агента, вводимого в ПГКС, 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%. 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. Для доказательства соответствия заявленного как изобретение приводим конкретные примеры осуществления способа. Экспериментальные работы проведены на одном из месторождений Западной Сибири, на скважине № 713.

В начале закачивается смесь 0,30%-ного водного раствора полиакриламида и 0,6%-ного сшивателя - бихромата калия не выше давления нагнетания, продавливается оторочкой воды в объеме НКТ и дополнительно до 5 м³ в пласт. Вторым этапом закачивается 10%-ная смесь модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка в 0,005%-ном водном растворе полиакриламида с вязкостью на 10% выше вязкости пластовой воды - соответственно 0,55 сП (раствора) и 0,5 сП (воды), при давлении выше давления нагнетания на 30%. Закачка суспензии глины и кварцевого песка производится по схеме - вначале концентрация глины и концентрация песка в соотношении 10:1, с последующим увеличением концентрации песка до соотношения 1:2, в зависимости от изменения приемистости и давления нагнетания в процессе закачки. Далее идет продавка оторочки воды в объеме одного объема НКТ и дополнительно до 5 м³ в пласт. Количество последующих чередующих циклов зависит от результатов исследований индикаторной кривой, изменения приемистости и давления нагнетания в процессе закачки.

В процессе поиска известных решений не обнаружено вышепредложенного технического решения при разработке нефтяных трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП, охваченных заводнением. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа как изобретение.

Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет повышенной вязкости закачиваемых суспензий. Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора полимера и смешенных дисперсных глинисто-песочных частиц происходит существенное увеличение стабильности суспензии и увеличение ее вязкости. Стабилизированная полимером более стойкая суспензия смеси дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта по наиболее проницаемым водопромытым интервалам и трещинам, в том числе и образованных после ГРП, не осаждаясь на забое скважины. При этом за счет более глубокого проникновения дисперсных частиц в пласт и вязкостных свойств стабилизированной полимером суспензии происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Предложенный способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь трещиноватые и(или) пористые с искусственно созданными трещинами после ГРП, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи.