RU2266398C2

RU2266398C2 - Способ повышения нефтеотдачи пластов

Info

Publication number: RU2266398C2
Application number: RU2001126256/03A
Authority: RU
Inventors: В.Н. Манырин (RU); В.Н. Манырин; Г.Н. Позднышев (RU); Г.Н. Позднышев; Т.Г. Сивакова (RU); Т.Г. Сивакова; Н.И. Акимов (RU); Н.И. Акимов
Original assignee: Позднышев Геннадий Николаевич
Priority date: 2001-09-27
Filing date: 2001-09-27
Publication date: 2005-12-20
Also published as: RU2001126256A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с повышенной неоднородностью пластов с помощью заводнения. Способ включает последовательную закачку в пласт вначале водной эмульсионно-дисперсной системы ВЭДС, самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду реагента РДН-0, представляющего собой 25%-ный раствор неионогенного ПАВ типа ОП-10 или неонол Аф 9-12 в растворителе ароматического ряда, например толуоле, затем водного раствора силиката натрия вязкостью 1-10 мПа·с и значением рН, менее или равном 13,5, при этом для самопроизвольного образования ВЭДС в пресную воду дозируют РДН-0 в количестве 0,5-1,0 мас.%. Техническим результатом является повышение нефтеотмывающих и водоизолирующих свойств. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с повышенной неоднородностью пластов с помощью заводнения.

Известны способы повышения нефтеотдачи пластов, направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти водой и охвата пласта заводнением путем создания оторочек из химических реагентов, повышающих вязкостные и нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, Ибрагимов Г.З. Химические реагенты для добычи нефти. М., 1986).

Недостатком известных технических решений является низкая эффективность вытеснения нефтей и высокая обводненность добываемой продукции, особенно в условиях значительной неоднородности заводняемого продуктивного пласта.

Разработка нефтяных месторождений в условиях неоднородности продуктивных пластов ведет к прорыву к добывающим скважинам закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и слоям, оставляя невыработанными менее проницаемые прослои. Поэтому, чтобы направить закачиваемую воду в эти нефтенасыщенные, малопроницаемые прослои и, тем самым, изменить распределение поля давлений, с целью более равномерного охвата пласта заводнением всей продуктивной толщи пласта, стали использовать в качестве добавок в закачиваемую воду реагенты, которые или резко повышают вязкость закачиваемой воды, или, после закачки их в пласт, образуют малоподвижные или неподвижные гели. Одним из первых в этом направлении было использование полиакриламида (ПАА) для загущения воды (Григоращенко Г.И. и др. Применение полимеров в добыче нефти. М.: «Недра», 1978, 214 с.), или ПАА в комплексе с сшивателем (SU 1731942 А1, 18.07.09), или ПАА с различными твердыми дисперсными наполнителями, например бентонитовой глиной, древесной мукой и т.п. (Швецов И.А. Пути повышения полимерного заводнения. Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, вып.21, 1989, 39).

Основным недостатком данных способов является высокая стоимость ПАА, необходимость использования специального оборудования для приготовления однородных по составу водных растворов ПАА, без чего эффективность их использования резко снижается. Кроме того, водные растворы полимеров обладают слабыми нефтеотмывающими свойствами, подвержены механической, термической и биологической деструкцией, что также влияет на эффективность их использования для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора хлористого кальция и эмульсии, содержащей нефтепродукт, неионогенный ПАВ и водный раствор соли многоосновной кислоты. При этом в качестве водорастворимой соли многоосновной кислоты используют 0,1-15,0% раствор преимущественно силиката или карбоната натрия, а в качестве нефтепродукта используют, например, нефть, нефрас или бензин (RU 2125650 С1, 1999.01.27). Благодаря повышенным, по сравнению с водой, вязкостными и поверхностно-активным свойствам закачиваемой эмульсии происходит перераспределению фильтрационных потоков в объеме пласта и увеличение коэффициента нефтевытеснения из интервалов, охваченных воздействием. По мере разрушения эмульсии из нее выделяется раствор многоосновной кислоты, который, реагируя с хлоридом кальция, содержащимся в закачиваемой и пластовой воде, приводит к осадкообразованию в наиболее проницаемых водонасыщенных интервалах пласта, что и обеспечивает дальнейшее перераспределение фильтрационных потоков и замедляет прорыв воды к добывающим скважинам.

Недостатком данного способа являются существенные различия в вязкостных характеристиках раздельно закачиваемых водного раствора хлористого кальция и эмульсии, что снижает эффективность использования поверхностно-активных свойств эмульсии для вытеснения нефти из нефтенасыщенных низкопроницаемых участков пласта. Кроме того, при взаимодействии хлористого кальция с силикатом или карбонатом натрия образуется подвижный осадок силиката или карбоната кальция, не влияющий на изменение (снижение) проницаемости пористой среды по отношению к водной фазе.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного (5,0-15,0%) раствора силиката натрия и водной (5,0-10,0%) суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 0,5-2,0% серной или соляной кислотами в течение 4-10 ч (RU 2157451 С1, 2000.10.10). При закачке данных составов и их выдерживании в пластовых условиях определенное время образующийся в высокопроницаемых участках силикатный гель является эффективным потокоотклоняющим и водоизолирующим барьером. Однако многостадийность процесса и сложность приготовления однородной по составу суспензии цеолитосодержащей породы и ее чрезвычайно низкая стабильность и фильтруемость в пласт исключает возможность глубокого проникновения и, соответственно, длительного и эффективного воздействия данного способа на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничение водопритока к добывающим скважинам.

По технической сущности наиболее близким аналогом заявляемому способу повышения нефтеотдачи пластов является способ изоляции водопритока с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты с породовмещающими глинистыми частицами (Патент RU 2065442 С1, 1995.04.28). В данном способе, с целью исключения спонтанного гелеобразования на забое скважины и увеличения глубины прониковения в пласт гелирующего раствора, изоляцию водопритоков ведут водными растворами солей щелочных металлов кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей n²⁰=1,0-10,0 мПа·с, и значением рН, менее или равным 13,5. При этом значение рН закачиваемого в пласт гелируемого раствора регулируют путем добавления кислоты.

Недостатком данного способа является нежелательное взаимодействие щелочных солей кремневой кислоты с солями жесткости, присутствующими в пластовой воде, что вызывает необходимость перед закачкой в пласт водного раствора щелочных солей кремневой кислоты, например водного раствора силиката натрия, в качестве изолирующей оторочки закачивать определенный объем пресной воды. Кроме того, закачиваемые в пласт агенты (пресная вода и маловязкие водные растворы солей щелочных металлов кремневой кислоты) обладают низкими нефтеотмывающими свойствами. Учитывая, что в промытых водонасыщенных участках пласта остаточная нефть прочнее всего удерживается на поверхности породовмещающих глинистых частиц, то без предварительного «доотмыва» нефти с поверхности этих частиц, играющих роль гелирующих агентов, процесс гелирования у закачиваемого раствора силиката натрия или калия в пластовых условиях протекает неэффективно.

Целью настоящего изобретения является разработка способа повышения нефтеотдачи пласта обладающего высокими нефтеотмывающими и водоизолирующими свойствами, включающего закачку в скважину водного раствора силиката натрия с вязкостью, соответствующей n²⁰=1,0-10,0 мПа·с, и значением рН, менее или равным 13,5, путем более эффективного взаимодействия в пластовых условиях силиката натрия с породовмещающими глинистыми частицами, природными гелеобразующими компонентами.

Поставленная цель достигается тем, что перед закачкой в пласт расчетного объема водного раствора силиката натрия, вместо оторочки пресной воды, в пласт закачивают равный объем водной эмульсионно-дисперсной системы (ВЭДС), самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду 0,5-1,0 мас.% реагента РДН-0, производимого по ТУ 2458-001-21166006-97. Так как реагент РДН-0 представляет собой концентрированный (25 мас.%) раствор неионогенного ПАВ, например ОП-10 или неонола Аф 9-12, в растворителе ароматического ряда, например толуоле, то закачиваемая в пласт ВЭДС, обладающая высокими нефтеотмывающими свойствами, не только предотвращает нежелательный контакт водного раствора силиката натрия с пластовой водой, но и, в результате отмыва пленки нефти с поверхности породовмещающих глинистых частиц, способствует более эффективному их взаимодействию с силикатом натрия, т.е. способствует образованию в пропромытых водонасыщенных интервалах пласта прочных силикатных гелей.

В отличие от известных методов повышения нефтеотдачи пластов заводнением с применением водных растворов ПАВ (Бабалян Г.А. и др. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных пластов. Гостотоптехтиздат, 1962), нефтеотмывающие свойства которых, из-за адсорбции молекул ПАВ на поверхности породы пласта, с глубиной фильтрации резко снижаются, при закачке в пласт ВЭДС ее высокие нефтеотмывающие свойства сохраняются на значительно большую глубину фильтрации. Это связано с тем, что высокие нефтеотмывающие свойствами ВЭДС определяются, во-первых, наличием в водной фазе микрокапель такого эффективного десорбента и разжижителя пленочной нефти как маловязкий ароматический растворитель, например толуол; во-вторых, наличием как в водной фазе, так и в составе микрокапель ароматического углеводородного растворителя молекул неионогенного ПАВ, обладающих высокими поверхностно-активными свойствами на границах раздела фаз «вода - нефть» и «вода - твердое тело», что способствует повышению коэффициента извлечения нефти из пласта, в том числе и более эффективному «доотмыву» от нефти породовмещающих глинистых частиц, что, в свою очередь, повышает их гелирующие свойства при взаимодействии с раствором силиката натрия, в-третьих, растворимость неионогенных ПАВ типа ОП-10 или Аф 9-12 в ароматическом углеводородном растворителе намного выше, чем в водной фазе.

Критическая концентрация мицеллообразования ОП-10 в воде колеблется в пределах 0,1 мас.%, в то время как в толуоле мицеллообразование ОП-10 не обнаруживается (РДН-0, (по светорассеянию) даже при концентрации 10 мас.%).

При дозировании в воду РДН-0 (25% толуольного раствора ОП-10), в результате чрезвычайно низкого, измеряемого сотыми долями мН/м, межфазного натяжения на границе «вода - 25% толуольный раствор ОП-10», происходит самопроизвольное образование микроэмульсии толуольного раствора ОП-10 в воде, т.е. образование ВЭДС.

При этом, несмотря на сравнительно небольшое объемное содержание толуола (0,5-1,0%) в воде, основное количество молекул ОП-10 в ВЭДС будет находиться не в водной, а в углеводородной фазе, т.к. коэффициент распределения ОП-10 в системе «вода - толуол» резко смещен в сторону ароматического углеводородного растворителя (толуола).

При закачке такой системы вглубь пласта изменение (снижение) концентрации ОП-10 в водной фазе, в результате адсорбции молекул ОП-10 на породе пласта, значительный период времени будет восполняться за счет перехода молекул ОП-10 из микрокапель толуола в воду, поддерживая тем самым ее высокие нефтеотмывающие свойства ВЭДС.

Таким образом, указанные выше особенности предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта существенно отличают его как от известного способа изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты, так и от известных способов повышения нефтеотдачи пласта с применением разбавленных водных растворов ПАВ.

Эффективность разработанного способа в сопоставлении с известным способом, взятым за прототип, оценивали в лабораторных условиях на насыпной неоднородной модели пласта.

Оценку эффективности проводили по результатам измерения начальной и конечной скоростей фильтрации минерализованной воды через высокопроницаемые и низкопроницаемые пропластки и определения коэффициента нефтевытеснения β_выт, где β_выт=(Н_н-Н_к):Н_н, при начальной (до обработки) нефтенасыщенности неоднородной модели пласта - Н_н и конечной (после обработки) нефтенасыщенности неоднородной модели пласта - Н_к.

В качестве модели пласта использовали (см. чертеж) две термостатируемые стальные колонки длиной 100 см и внутренним диаметром 2,6 см, заполненные кварцевым песком и монморилонитовой глиной в соотношении 7:3 для колонки 1 с проницаемостью 1,5 дарси (модель высокопроницаемого пропластка) и колонки 2 с проницаемостью 0,15 дарси (модель низкопроницаемого пропластка). Колонки 1 и 2 оборудованы единой системой ввода 3 и раздельными выводами фильтруемых через них жидкостей 4, причем с помощью кранов 5 и 6 анализируемый поток жидкости направляли или одновременно через две колонки, или только через одну из колонок, отключая при этом другую колонку.

Пример. Модель пласта (см. чертеж) термостатируют при 60°С и при постоянном перепаде давления (0,2 атм) и открытых кранах 5 и 6 определяют начальную скорость фильтрации (в см³/ч) минерализованной воды для модели неоднородного пласта в целом (колонка 1 + колонка 2). Затем, при закрытом кране 6 и открытом кране 5, определяют начальную скорость фильтрации минерализованной воды для высокопроницаемого пропластка (колонки 1), при закрытом кране 5 и открытом кране 6, определяют начальную скорость фильтрации минерализованной воды для низкопроницаемого пропластока (колонки 2). Далее, в соответствии с СТП 0148070-013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами», колонку 1 и колонку 2 насыщают безводной нефтью (плотность в 0,840 г/см³, вязкость 5,1 мПа при 1=20°С), при этом фиксируют начальную нефтенасыщенность неоднородной модели пласта Н_н, в % от объема пор и распределение данной нефтенасышенности по высокопроницаемым (колонка 1) и низкопроницаемым (колонка 2) пропласткам. Подготовленная таким образом нефтенасыщенная неоднородная модель пласта подвергалась воздейстием предлагаемым способом и известным способом, взятым за прототип. Так, в соответствии с предлагаемым способом повышения нефтеотдачи пластов через неоднородную нефтенасыщенную модель пласта при открытых кранах 5 и 6 и постоянных параметрах фильтрации вначале закачивают ВЭДС-0,5% раствор РДН-0 в пресной воде (опыте 1) и 1,0% раствор РДН-0 в пресной воде (опыте 2) в количестве, равном 1 объему пор, затем закачивают такой же объем водного раствора силиката натрия с вязкостью в пределах 1-10 мПа·с и рН в пределах 10-13. Так, в опыте 1 вязкость водного раствора силиката натрия составляла 2,3 мПа·с при рН=10,5, а в опыте 2 вязкость водного раствора силиката была 7,4 мПа·с при рН=12,0. В опыте 3, при обработке неоднородной модели пласта известным способом, взятым за прототип, после закачки в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта одного объема пор пресной воды, закачали такой же объем водного раствор силиката натрия с вязкостью 5,7 мПа·с и рН=11,7. Во всех трех опытах, для обепечения процесса гелирования в водопроницаемых промытых порах неоднородной модели пласта, после закачки водного раствора силиката натрия систему при закрытых кранах 5 и 6 выдерживали при 50°С и давлении 0,2 атм в статическом состоянии в течение 24 ч. Затем, при открытых кранах 5 и 6, через неоднородную модель пласта, закачивали минерализованную воду до установления постоянных конечных скоростей фильтрации как через высокопроницаемые (колонка 1), так и низкопроницаемые (колонка 2) участки неоднородной модели пласта. При этом в каждом опыте определяли остаточную нефтенасыщенность как в целом для неоднородной модели пласта, в % от объема пор, так и распределение остаточной нефтенасышенности по высокопроницаемым и низкопроницаемым пропласткам, в относительных %.

В обобщенном виде результаты данных обработок представлены в табл.1 и табл.2.

Как следует из представленных данных, предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов выгодно отличается от известного способа, взятого за прототип, а именно после обработки неоднородной модели пласта предлагаемым способом скорость фильтрации минерализованной воды через промытый высокопроницаемый пропласток снизилась более чем в 3 раза (по известному способу достигнуто снижение в 1,4 раза), и почти в 2 раза снизилась скорость фильтрации минерализованной воды через низкопоницаемый пропласток (по известному способу способ скорость фильтрации минерализованной воды через низкопроницаемый пропласток после обработки практически не изменилась).

Коэффициент нефтевытеснения-β у предлагаемого способа, расчитанный по изменению нефтенасыщенности неоднородной модели пласта до и после обработки, равен 0,73, тогда как для известного способа, взятого за прототип, равен 0,63, т.е. существенно ниже.

Следовательно, на практике применение предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пластов позволит не только увеличить коэффициент охвата продуктивной неоднородной залежи заводнением и снизить обводненность добываемой продукции нефтяных скважин, но и за счет более высокого коэффициента нефтевытеснения позволит увеличить объемы добываемой нефти.

Таблица 1
№ п.п.	Определяемые параметры модели пласта (пропластка)	Способ обработки:
		Предлагаемый		Известный (прототип)
		Опыт 1	Опыт 2	Опыт 3
1.	Начальная скорость фильтрации минерализованной воды для неоднородной модели пласта, см³/ч

		1570	1620	1580
1.1	- для высокопроницаемого пропластка, см³/ч
1.1	- для высокопроницаемого пропластка, см³/ч	1265	1390	1270
1.2	- для низкопроницаемого пропластка, см³/ч
1.2	- для низкопроницаемого пропластка, см³/ч	305	330	310
2.	Начальная нефтенасыщенность неоднородной модели пласта, % (от объема пор).

		55	56	55
2.1	- высокопроницаемого пропластка, (относит.%)
2.1	- высокопроницаемого пропластка, (относит.%)	75	76	75
2.2	- низкопроницаемого пропластка, (относит.%)
2.2	- низкопроницаемого пропластка, (относит.%)	25	24	25
3.	Конечная скорость фильтрации минерализованной воды через модель пласта после ее обработки, см³/ч

		570	585	1115
3.1	- через высокопроницаемый пропласток
3.1	- через высокопроницаемый пропласток	405	420	910
3.1	- через низкопроницаемый пропласток
3.1	- через низкопроницаемый пропласток	165	165	305
4.	Остаточная нефтенасыщенность неоднородной модели пласта, % пор
4.		15	15	20
4.1	- для высокопроницаемого пропластка, (%относит.)
4.1	- для высокопроницаемого пропластка, (%относит.)	20	20	30
4.2	- для низкопроницаемого пропластка (%относит.)
4.2	- для низкопроницаемого пропластка (%относит.)	80	80	70

Таблица 2
№ п.п.	Параметры сравнения	Способ обработки
		Предлагаемый		Известный (по прототипу)
		Опыт 1	Опыт2	Известный (по прототипу)
1.	Соотношение начальных (до обработки) скоростей фильтрации минерализованной воды для пропластков с различной проницаемостью	1265:305=4,15	1390:330=4,21	1270:310=4,10
2	Соотношение скоростей фильтрации минерализованной воды для высокопроницаемого пропластка до и после обработки	1265:405=3,1	1390:420=3,3	1270:910=1,4
3	Соотношение скоростей фильтрации минерализованной воды для низкопроницаемого пропластка до и после обработки	305:165=1,85	330:165=2,0	310:305=1,01
4.	Коэффициент нефтевытеснения	0,72	0,7	0,63

Claims

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений заводнением, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора силиката натрия с вязкостью 1-10 мПа·с и значением рН менее или равным 13,5, отличающийся тем, что перед закачкой расчетного объема водного раствора силиката натрия в пласт закачивают равный объем водной эмульсионно-дисперсной системы, самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду 25 мас.% раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, например, ОП-10 в растворителе ароматического ряда, например в толуоле.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для самопроизвольного образования водной эмульсионно-дисперсной системы в пресную воду добавляют реагент РДН-0 в количестве 0,5-1,0 мас.%.