способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине
| Классы МПК: | E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы C09K8/90 природного происхождения, например полисахариды, целлюлоза |
| Автор(ы): | Ибатуллин Равиль Рустамович (RU), Уваров Сергей Геннадьевич (RU), Хисаметдинов Марат Ракипович (RU), Глумов Иван Фоканович (RU), Слесарева Валентина Вениаминовна (RU), Рахимова Шаура Газимьяновна (RU), Хисамов Раис Салихович (RU) |
| Патентообладатель(и): | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU) |
| Приоритеты: |
подача заявки:
2005-02-22 публикация патента:
20.10.2006 |
Предложение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта, снижение проницаемостной неоднородности пласта и ограничение водопритока в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов, а также расширение технологических возможностей способа и сокращение экономических затрат. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л и дополнительно вводят поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,3, ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы 0,005-0,2, оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 - 0,5-1, водаостальное, причем после закачки заданного объема состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток. В способе ограничения водопритока в добывающей скважине, включающем закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,3, ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы 0,005-0,2, вода остальное, причем после закачки заданного объема состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток. При закачке гелеобразующего состава в добывающую скважину с высокой приемистостью состав может дополнительно содержать наполнитель в количестве 0,025-3 мас.%. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Формула изобретения
1. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 до 100 г/л и дополнительно вводят поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ксантан | 0,05-0,3 |
| Ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы | 0,005-0,2 |
| Оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 | 0,5-1 |
| Вода | Остальное |
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.
2. Способ ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ксантан | 0,05-0,3 |
| Ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы | 0,005-0,2 |
| Вода | Остальное |
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что при закачке гелеобразующего состава в добывающую скважину с высокой приемистостью состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,025-3 мас.%.
Описание изобретения к патенту
Предложение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для ограничения водопритоков в добывающей скважине.
Известен состав для вытеснения нефти, включающий в качестве раствора полисахарида фильтрат культуральной жидкости микроорганизма Xanthomonas с улучшенными фильтрационными свойствами и бактерицидный агент (патент Франция №1001866, Е 21 В 43/22, опубл. 28.02.83). Но данный состав недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах из-за хорошей своей фильтруемости.
Для интенсификации нефтедобычи из пластов с относительно низким значением рН среды используют структурируемые полимерные системы. Для их получения первоначально готовят водный раствор ксантана, доводят рН среды до 5,5 и вводят в раствор небольшое количество аминоальдегидного полимера. После выдержки раствора в течение 0,5-6,0 часов происходит его структурирование с образованием обратимого геля. (патент США №4793416, Е 21 В 33/138, опубл. 27.12.87). Данный способ эффективен в карбонатных пластах, а при использовании его в терригенных неоднородных пластах надо дополнительно создавать в пласте необходимый уровень рН, что довольно затруднительно. Также неэффективно использование в качестве сшивателя аминоальдегидного полимера.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину, включающий гидролизованный полиакриламид, калийхромовые квасцы, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду (А.с. №1596090, Е 21 В 43/32, опубл. 30.09.90, Бюл. №36). Недостатком этой композиции является высокая механическая деструкция полиакриламида и снижение вследствие этого эффективности состава.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона (Пат. РФ №2167281, Е 21В 43/22, опубл. 20.05.01, Бюл. №14). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы с концентрацией 0,1-1,0 мас.%. В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, тартраты, цитраты, хроматы металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы с концентрацией в растворе 0,001-0,5 мас.%. Дополнительно в пласт закачивают дисперсии гель-частиц, набухающих в 100-5000 раз, но нерастворимых воде. Данный способ наиболее эффективен в пластах с развитой системой трещин. Наличие нерастворимых в воде гель-частиц не позволяет составу глубоко проникать в пласт, и тем самым, выравнивать профиль приемистости.
Также известен способ закачки в пласт гелеобразующего состава для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего полисахарид, соединение поливалентного металла и воду (Патент РФ №2107811, Е 21 В 43/22, опубл. 27.03.98, Бюл. №9). В качестве полисахарида используют экзополисахарид, содержащий 1-3 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, в качестве соединения поливалентного металла используют хромкалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов в составе, мас.%:
| Экзополисахарид | 0,001-1,0 |
| Хромкалиевые квасцы | 0,002-0,04 |
| Вода | Остальное |
Состав готовят и закачивают на пресной воде.
Недостатком данного способа закачки гелеобразующего состава является то, что экзополисахарид, содержащий 1-3 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости обладает невысокими вязкостными характеристиками. Динамическая вязкость 0,2% экзополисахарида равна 2-3 мПа с в пресной воде, а при контакте со сточной водой (минерализация 100 г/л и выше) полностью теряет свои вязкостные свойства, выпадая в осадок.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является технология ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи с использованием композиций на основе биополимера - "продукт БП-92" (Регламент по применению технологии ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи с использованием композиций на основе биополимера - "продукт БП-92", ЗАО "Нефтегазтехнология", Москва 2002 г.).
По этой технологии для увеличения охвата пласта воздействием закачивается биополимер "Продукт БП-92" (раствор экзополисахаридов, получаемых при культивировании микроорганизма Azotobacter Vinelandii ФЧ-1) в сочетании с дополнительными компонентами. Согласно этому регламенту осуществляется закачка в добывающие и нагнетательные скважины композиции следующего состава:
| Раствор экзополисахаридов | 5-20% |
| Хромкалиевые квасцы | 0,01-0,05% |
Композиция продавливается в пласт пресной водой, затем скважина останавливается на реагирование на 48-72 часа (технологическая выдержка).
Недостатком данного способа является то, что гель, полученный на основе БП-92 и хромкалиевых квасцов (ХКК) через 3 суток весьма слабый и легко разрушается под действием минерализованных вод и приложенного напряжения. Это скорее всего не гель, а загущенный раствор биополимера. Вследствие этого закачка в пласт данного гелеобразующего состава не увеличивает фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон и не ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.
Использование высоких концентраций раствора биополимера ведет к увеличению экономических затрат.
Также недостатком является использование для приготовления гелеобразующего состава и в качестве продавочной жидкости - только пресной воды.
Все это снижает эффективность применения данного способа на месторождениях с высокоминерализованными пластовыми водами и при применении его в неоднородных по проницаемости пластах.
Технической задачей предлагаемого предложения является увеличение нефтеотдачи пласта снижением проницаемостной неоднородности пласта (регулированием профиля приемистости) и ограничением водопритока в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. А также расширение технологических возможностей способов и сокращение экономических затрат.
Поставленная задача достигается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающим закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования. Новым является то, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л и дополнительно вводят поверхностно-активное вещество оксиэтилированный алкилфенол АФ 9-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ксантан | 0,05-0,3 |
| Ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы | 0,005-0,2 |
| Оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 | 0,5-1 |
| Вода | остальное |
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.
Поставленная задача достигается способом ограничения водопритока в добывающей скважине включающим закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования. Новым является то, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ксантан | 0,05-0,3 |
| Ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы | 0,005-0,2 |
| Вода | остальное |
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.
Также новым является то, что при осуществлении способа через добывающую скважину с высокой приемистостью, гелеобразующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,025-3%.
Ксантан (ксантановая смола) образуется в результате сложного энзиматического процесса жизнедеятельности бактерий Xanthomonas campestris. Данные полимеры являются водорастворимыми реагентами со слабоанионной природой и высокоразветвленной структурой молекул с высокой молекулярной массой (2·106-15·10 6). Ксантан образует высоковязкие водные растворы (в пресной или морской воде), которые крайне псевдопластичны и нечувствительны к повышенной температуре и устойчивы к механической деструкции. Динамическая вязкость 0,2% растворов ксантана равна 13-21 мПа·с (в зависимости от марки полимера). Для растворов ксантана характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига. Для предотвращения биодеструкции ксантана в пресной воде в его растворы добавляется стабилизатор.
Под влиянием солей поливалентных металлов (сшивателей) происходит структурирование водного раствора ксантана с образованием гелеобразной системы (геля). Процесс этот происходит во времени, поэтому для образования прочной гелеобразной системы при закачке гелеобразующего состава в пласт по предлагаемым способам делают технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток (так называемый индукционный период). Продолжительность индукционного периода зависит от степени неоднородности пласта. Чем выше неоднородность, тем больше продолжительность технологической выдержки. Индукционный период также зависит от типа сшивателей и от способа воздействия на пласт.
Ксантановые гели не разрушаются при контакте с минерализованной (100 г/л и выше) водой.
Когда в качестве соединения поливалентного металла используется ацетат хрома гелеобразование (сшивка) замедляется, а индукционный период увеличивается за счет стерического эффекта, оказываемого ацетат-ионом. При использовании ацетата хрома в качестве сшивателя рекомендуется гелеобразующий состав готовить на воде с минерализацией 0,5 г/л. Длительный индукционный период позволяет продвинуть гелеобразующий состав на большую глубину до начала гелеобразования. Очевидно, что в более проницаемые пропластки состав внедрится на большую глубину, чем в малопроницаемые. Поэтому после процесса сшивки фильтрация в высокопроницаемой зоне пласта существенно снижается, а фильтрация в низкопроницаемой зоне увеличивается, что ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.
Ацетат хрома (АХ) представляет собой твердое кристаллическое вещество, выпускается в виде 50% водного раствора с плотностью 1300 кг/м3 (ТУ 2499-001-50635131-00).
При использовании в качестве соединения поливалентного металла хромкалиевых квасцов в воде с минерализацией 100 г/л процесс гелеобразования протекает гораздо быстрее.
Хромкалиевые квасцы (ХКК) представляют собой твердое вещество - кристаллы фиолетового цвета, обладают следующими физико-химическими характеристиками: плотность при температуре 20°С - 1830 кг/м3; растворимость в воде при температуре 20°С - 24,4 г на 100 г воды (ГОСТ 4162-79).
Возможна и комбинация этих сшивателей (ХКК и АХ) в соотношении 1:1. При этом образуется более упругий гель, а индукционный период усредняется.
Оксиэтилированный алкилфенол с числом оксиэтильных групп 6 АФ 9-6 относится к маслорастворимым ПАВ. Он растворяется в воде с образованием дисперсий. Применяется при заводнении нефтяных пластов, при бурении скважин, в составе смазочно-охлаждающих, гидравлических и других технологических жидкостей. ПАВ АФ 9-6 выпускается ОАО "Нижнекамскнефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98.
В качестве наполнителя используют мел, древесную муку, глинопорошок, водорастворимые смолы и др.
Сущность предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины обусловлена следующим.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений с образованием обширных промытых зон усугубляется проницаемостная неоднородность пласта. Одним из эффективных направлений повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления этих зон за счет создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. Снижение подвижности воды в обводненных пропластках позволяет уменьшить проницаемостную неоднородность пласта и тем самым увеличить охват пласта воздействием (заводнением). Увеличение охвата пласта заводнением ведет к регулированию профиля приемистости нагнетательной скважины. Следует отметить, что охват пласта заводнением уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти, т.е. по мере продвижения от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Введение поверхностно-активного вещества в данный гелеобразующий состав позволяет получить новый комплекс с нефтевытесняющими и нефтеотмывающими свойствами. Оксиэтилированный алкилфенол АФ 9-6 на границе раздела фаз "вода-углеводород" способен образовывать микроэмульсионную систему, которая позволяет данному гелеобразующему составу глубоко проникать в неоднородные пласты.
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа через нагнетательную скважину гелеобразующий состав глубоко проникает в высокопроницаемые зоны пласта благодаря присутствию оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, затем, во время технологической паузы, происходит сшивка ксантана ацетатом хрома и/или хромкалиевыми квасцами с образованием гелевой системы, которая закупоривает высокопроницаемые зоны пласта, что ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.
Сущность предлагаемого способа ограничения водопритока в добывающей скважине заключается в следующем.
Проблема повышения охвата воздействием пласта в призабойной зоне добывающей скважины решается ограничением притока воды из продуктивного пласта, представляющего собой чередование пропластков с различной проницаемостью путем отключения обводненных пропластков закачкой в них гелеобразующих составов. Такое поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить текущую нефтеотдачу. Практическое решение задачи повышения охвата пласта закачкой гелеобразующих составов на основе ксантана и ацетата хрома и/или хромкалиевых квасцов при соотношении 1:1 заключается в заполнении ими путей движения воды в призабойной зоне, что и обеспечивает ограничение водопритока в добывающей скважине.
При закачке гелеобразующего состава в добывающие скважины глубина и объем закачки его гораздо меньше, чем при закачке в нагнетательные скважины. Конкретные значения этих параметров определяют исходя из свойств пласта.
При осуществлении данного способа через добывающую скважину с высокой приемистостью (более 50 м/сут.) гелеобразующий состав дополнительно может содержать наполнитель. При этом усиливаются прочностные свойства гелеобразующего состава.
Принцип воздействия на пласт гелеобразующим составом по данному способу ограничения водопритока в добывающей скважине несколько отличается от воздействия через нагнетательную скважину, а именно: компонентами гелеобразующего состава, глубиной проникновения и объемами закачки гелеобразующего состава.
Таким образом, предлагаемые способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине позволяют за счет создания в необходимом интервале пласта устойчивой гелеобразующей системы, либо закупоривать высокопроницаемые зоны пласта и вовлекать в разработку низкопроницаемые зоны и тем самым регулировать профиль приемистости нагнетательной скважины, либо отключать из разработки обводнившиеся пласты, т.е. ограничить водоприток в добывающей скважине и увеличить текущую нефтеотдачу.
При осуществлении данных способов может применяться как пресная вода с минерализацией 0,5 г/л так и минерализованная (сточная) вода с минерализацией 100 г/л.
Также расширяются технологические возможности способов за счет применения комбинации сшивателей.
По данным способам применяются слабоконцентрированные растворы полисахарида, что ведет к значительному сокращению экономических затрат.
Изучение патентной и научно-технической литературы показало, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что в свою очередь позволяет сделать заключение о соответствии технических решений критерию "новизна".
Неизвестно применение данных существенных признаков, выполняющих аналогичную задачу. Следовательно, предлагаемые способы соответствует критерию "изобретательский уровень".
Изучение влияния данных способов на изменение фильтрационных и нефтевытесняющих параметров, а также сравнение с прототипом проводилось с использованием физических моделей слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.
Лабораторные насыпные модели представляли собой две одинаковые трубки из нержавеющей стали длиной 150 см, внутренним диаметром 2,7 см, плотно заполненные молотым кварцевым песком, с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка (более проницаемый пропласток) содержала песок, проницаемость которого по нефти кратно превышала проницаемость песка в другой трубке (менее проницаемый пропласток).
В качестве вытесняемой нефти использовалась дегазированная девонская нефть с Карабашской УКПН вязкостью при температуре 20°С 13-19 мПа·с.
В качестве ксантана использовался полимер китайского производства фирмы Hebei Yuatai Import & Export Co., LTD под коммерческим названием зибозан. Ксантан представляет собой светло-кремовый порошок с содержанием основного вещества не менее 50% вес.Сначала готовится 1% мас.исходный раствор ксантана в воде, затем вводится стабилизатор микробной деструкции - формалин, в количестве не менее 2%. После этого исходный раствор разбавляется в 5 раз и на его основе готовится состав по предлагаемому способу путем введения остальных компонентов.
В качестве соединения поливалентного металла использовался ацетат хрома и хромкалиевые квасцы и их комбинация в соотношении 1:1.
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества использовался оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6.
В качестве вытесняющей нефть минерализованной воды использовалась модель сточной воды (с минерализацией не ниже 100 г/л).
В качестве наполнителя использовалась древесная мука.
Первичное вытеснение нефти проводилось до общей обводненности остаточной нефти до 95-99%. После этого в общий вход модели закачивался гелеобразующий состав по предлагаемому способу в разных вариантах, затем проводилась технологическая выдержка в течение 3-10 суток. По прототипу закачивали 5% раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter Vinekandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (или по другому БП-92), в качестве соединения поливалентного металла использовались хромкалиевые квасцы 0,04% концентрации по массе.
Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемым и известному способам представлены в табл.1.
Как видно из табл.1, исходные параметры для каждого способа очень близки (отношение нефтепроницаемостей, парциальные дебиты каждой из трубок, коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой).
Однако после вытеснения нефти по известному и предлагаемым способам средняя величина конечного коэффициента вытеснения нефти по предлагаемым способам составила 66,8%, а по известному способу 62,5% и прирост коэффициента вытеснения составил 4,3% за счет выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка q до и после вытеснения оторочки. Очевидно, чем больше увеличился парциальный дебит менее проницаемого пласта, тем эффективнее данный способ вытеснения нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов заводнением. Парциальный дебит менее проницаемой трубки при осуществлении предлагаемых способов увеличился, в среднем, в 5,25 раза, а по прототипу в 1,4 раза.
Таким образом, предлагаемые способы существенно влияют в положительную сторону на изменение фильтрационной неоднородности слоисто-неоднородных пластов, что ведет к увеличению коэффициента охвата вытеснением.
Кроме этого были проведены опыты по оценке эффективности заявляемых способов по сравнению с прототипом на естественных кернах по следующим показателям: по фактору сопротивления и остаточному фактору сопротивления, коэффициенту вытеснения.
В табл.2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемым и известному способам с использованием лабораторной установки Autoflood(AFS-300) фирмы "Core Laboratories Instruments(США). Использовались стандартные керны терригенных девонских пород
| Таблица 1 | ||||||||
| Показататели | Единицы измерения | (5БП-92, 0,04 ХКК, вода остальное), мас.% | Добывающие скважины | |||||
| С приемистостью до 50 м3/сут | С приемистостью более 50 м3/сут | Нагнетательная скважина | ||||||
| (0,2-ксантан, 0,2-АХ, вода - 99,6 мас.% | (0,2-ксантан, 0,05-ХКК, вода - 99,75 мас.% | (0,2-ксантан, (0,1-АХ + 0,1-ХКК), вода 99,6 мас.% | (0,3-ксантан, 0,1-AX, вода 99,6 мас.% | (0,2-ксантан, 0,15-АХ, 1,5 - древесная мука, вода - 97,15 мас.% | (0,2 ксантан (0,1АХ+0,1ХКК) 1АФ9-6, вода 98,6 мас.% | |||
| Номера композиций | 1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 5 | 7 | |
| Минерализация воды | г/л | 0,5 | 110 | 0,5 | 100 | 0,5 | 105 | 100 |
| Нефтепроницаемость более | ||||||||
| проницаемой трубки, | мкм2 | 4,23 | 3,38 | 4,80 | 3,54 | 3,97 | 4,33 | 4,17 |
| менее проницаемой трубки | мкм 2 | 0,97 | 0,90 | 0,43 | 0,92 | 0,44 | 1,42 | 0,47 |
| Отношение нефтепроницаемостей | б/р | 3,66 | 3,76 | 11,2 | 8,87 | 9,02 | 3,05 | 8,87 |
| Вытеснение водой | ||||||||
| Объем жидкости на выходе | 7,13 | 7,09 | 9,62 | 9,23 | 10,21 | 7,92 | 9,23 | |
| Конечная обводненность на выходе | % | 97,6 | 95,9 | 98,6 | 97,3 | 98,7 | 98,2 | 99,4 |
| Коэффициент вытеснения нефти | % | 59,5 | 59,8 | 56,1 | 55,8 | 55,3 | 58,2 | 54,2 |
| Парциальный дебит q 1: более проницаемой трубки | д.ед. | 0,839 | 0,822 | 0,842 | 0,828 | 0,605 | 0,817 | 0,858 |
| менее проницаемой трубки | д.ед. | 0,161 | 0,178 | 0,158 | 0,172 | 0,395 | 0,183 | 0,142 | |
| Вытеснение гелеобразующими составами | |||||||||
| Технологическая выдержка | Сут. | 3 | 10 | 4 | 3 | 10 | 3 | 5 | |
| Объем профильтрованной жидкости | | 4,01 | 7,5 | 4,77 | 7,55 | 7,86 | 6,38 | 3,46 | |
| Конечный коэффициент вытеснения нефти | % | 62,5 | 67,7 | 66,6 | 65,9 | 68,3 | 66 | 66,1 | |
| Парциальный дебит q 2: более проницаемой трубки | д.ед. | 0,753 | 0,661 | 0,676 | 0,744 | 0,605 | 0,584 | 0,712 | |
| менее прониц. трубки | д.ед. | 0,247 | 0,339 | 0,324 | 0,256 | 0,395 | 0,416 | 0,288 | |
| Прирост коэффициента вытеснения | % | 3,0 | 7,9 | 10,5 | 10,1 | 13 | 7,8 | 11,9 | |
| Кратность увеличения парциального дебита менее прониц.трубки | б/р | 1,44 | 1,90 | 2,05 | 1,49 | 18,8 | 2,27 | 2,03 | |
| Прирост парциального дебита менее прониц. трубки | д.ед. | 0,075 | 0,161 | 0,166 | 0,084 | 0,374 | 0,233 | 0,146 | |
| Кратность снижения парциального дебита более прониц. трубки | д.ед. | 1,10 | 1,24 | 1,24 | 1,11 | 1,62 | 1,40 | 1,21 | |
диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы. Номера композиций те же, что и в табл.1.
| Таблица 2 | ||||||
| Испытываемый способ | Кол-во опытов | К, мд | m, % | Квыт., % | ФС | ОФС |
| 2 в сточной воде | 5 | 259 | 17,88 | 85,7 | 22,3 | 32,8 |
| 7 в сточной воде | 5 | 332 | 18 | 91,4 | 32,8 | 55,2 |
| Прототип 1 в пресной воде | 4 | 347 | 19,2 | 83,2 | 8,8 | 2,3 |
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче.
Как видно из табл. 2, предлагаемые способы по этим параметрам многократно превышают известный способ: по фактору сопротивления в 2,5-3,8 раза, а по остаточному фактору сопротивления в 14,3-24 раза.
Применение предлагаемой группы изобретений позволит увеличить нефтеотдачу пласта, снизить проницаемостную неоднородность пласта и ограничить водоприток в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. А также происходит расширение технологических возможностей способов и сокращение экономических затрат.
Класс E21B33/138 глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы
Класс C09K8/90 природного происхождения, например полисахариды, целлюлоза
