RU2394155C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - создание повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно за счет увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт двух оторочек, первая оторочка представляет собой обратную эмульсию и содержит, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь маслорастворимых ПАВ 1,0-20,0, кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ 0,5-20,0, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, гидрофобную добавку 0,1-5,0, воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция остальное, вторая оторочка представляет собой водный раствор водорастворимого полимера, подкисленный до рН 1-3, и содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-5,0, ПАВ или смесь ПАВ 0 1-5,0, соль поливалентного металла 0,005-0,30, воду остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 6 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистостости нагнетательных скважин.

Известна эмульсионная композиция для закачки в пласт, содержащая маслорастворимый ПАВ, кремнийсодержащее вещество, Полисил и воду (Патент 2232878, опубл. 20.07.2004 г.).

Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР а.с. №1645472, Е21В 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, по которому в пласт закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла с применением дисперсии гель-частиц (Патент 2299319, опубл. 20.05.2007 г. Бюл. №14).

Так как закачиваемые композиции по известному способу имеют гидрофильную природу, поэтому они слабо изменяют смачиваемость породы пласта и слабо прорабатывают его застойные и слабодренируемые зоны.

Целью предлагаемого изобретения является создание более эффективного способа разработки неоднородного нефтяного пласта, включающего закачку композиции в виде двух оторочек: обратной кремнийсодержащей эмульсии и подкисленной поверхностно-активной композиции для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт двух оторочек, первая оторочка представляет собой обратную эмульсию и содержит, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь маслорастворимых ПАВ 1,0-20,0, кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ 0,5-20,0, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, гидрофобную добавку 0,1-5,0, воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция остальное, вторая оторочка представляет собой водный раствор водорастворимого полимера, подкисленный до рН 1-3, и содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-5,0, ПАВ или смесь ПАВ 0,1-5,0, соль поливалентного металла 0,005-0,30, воду остальное.

Первая оторочка может дополнительно содержать углеводородный растворитель в количестве 1-20 мас.%.

После закачки второй оторочки в нефтенасыщенные интервалы неоднородного нефтяного пласта могут закачивать кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ.

В качестве кремнийсодержащего вещества или смеси их используют маслорастворимое или водорастворимое кремнийорганическое вещество, или водорастворимое или коллоидное кремнийнеорганическое вещество, или смесь их.

В качестве ПАВ или смеси их используют маслорастворимое ПАВ, а также водорастворимое, водомаслорастворимое, масловодорастворимое ПАВ или смеси их.

В качестве маслорастворимого ПАВ используют эмульгатор нефтенол Н3, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина; неонолы АФ₉-4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; нефтехим марок нефтехим 1,3, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмульгатор Ялан-Э-1, содержащий раствор неионогенного ПАВ в углеводородном растворителе, а также и другие маслорастворимые поверхностно-активные вещества.

В качестве водорастворимого ПАВ используют анионное ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимое неионогенное ПАВ, например, неонол-12 - нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ₉-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03) или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефте-водорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефте нерастворим.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием «продукт 119-204» (ТУ 6-02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 602-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н (ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00-05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 3,2-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты, например метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001, или коллоидные силикаты натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль КЗ-ТМ», или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95).

В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серий АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 (ТУ 6-02-00209912-59-2003) и водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», выпускаемые в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г.

Кроме того, можно использовать водопоглощающий полимер марки FS - 305 по техническому паспорту ООО «СНФ С.А» г.Москва, представляющий собой белый порошок с адсорбцией дистиллированной воды 400 г/г.

В качестве гидрофобной добавки используют жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11 (ТУ 6-02-696-76) и ГКЖ-11 Н (ТУ 2229-276-05763441-99), представляющие 18-30%-ные водно-спиртовые растворы алкилсиликоната с содержанием кремния не менее 4% и плотностью при 20°С 1,17-1,21 г/см³, нетоксичные, взрывобезопасные, с температурой застывания минус 25-30°С, предназначенные для придания гидрофобных свойств композициям, их содержащим, а также химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), и высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.

Высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см³, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.

В качестве углеводородного растворителя используют маловязкие нефти, а также стабильный бензин, газовый бензин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С₆-С₈ и выше), дизельное топливо, нефрас и др. углеводородные растворители.

В качестве растворителя используют минерализованную сточную, пластовую воду или водные 1-10%-ные растворы хлористого кальция.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА) как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, например ПАА как отечественного производства, например низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис» г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например производства Англии низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×10⁶ и степенью гидролиза 5-6% или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с ММ 5-18×10⁶ и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, например КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.

В качестве кислоты используют следующие кислоты или смеси кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или с бифторидом - фторидом аммония; для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк) или соли с более высокой валентностью хрома или марганца: хроматы, бихроматы, перманганаты одновалентных катионов, например хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия.

Первая закачиваемая оторочка содержит обратную эмульсию, включающую маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ или смесь их, кремнийсодержащее вещество или смесь их, водопоглощающий полимер, гидрофобную добавку и воду или растворы хлористого кальция.

Перспективность и высокая эффективность использования обратных эмульсий для обработки призабойной зоны пласта доказана целым рядом лабораторных исследований и промысловых обработок. Это обусловлено рядом их положительных качеств: во-первых, дисперсный характер обратных эмульсий позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые зоны пласта; во-вторых, способность к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубину пласта, и наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью, что обеспечивает их высокую селективность; в-третьих, наличие в их составе маслорастворимых ПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе пласта в промытых водой зонах придает им способность как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти и снижением для воды.

В результате реакции кремнийсодержащих веществ с электролитами в составе эмульсий образуется гелевая масса поликремниевых кислот, которая увеличивает вязкость дисперсной фазы эмульсий, в результате чего повышается стабильность эмульсий при повышенной температуре и улучшаются реологические свойства их.

При введении в композицию кремнийорганического вещества, например тетраэтоксисиланов, реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образовавшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов и в конечном итоге кремнезема.

Реакция гидролиза тетраалкоксисиланов обычно протекает в присутствии катализаторов - неорганических кислот и щелочей. В состав многих используемых эмульгаторов входят свободные кислоты таллового масла, в результате реакций обмена происходит преобразование алкоксигруппы Si-OR в ацилогруппу Si-OCOR. Скорость гидролиза ацилогруппы выше, чем алкоксигруппы, и гидролиз протекает без катализатора.

При использовании в предлагаемом составе кремнийнеорганических веществ, например силиката натрия, происходит взаимодействие с водными растворами электролитов, входящих в состав эмульсии, образуется монокремниевая кислота, которая неустойчива и подвергается полимеризации, и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты.

Макромолекулы кремнийсодержащих полимеров обладают большой гибкостью и малыми силами межмолекулярного взаимодействия. Такие молекулы образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы (воды), улучшая при этом реологические свойства эмульсий. Кроме того, макромолекулы кремнийсодержащих полимеров, адсорбируясь на поверхности раздела воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической и химической устойчивостью и стабилизирует эмульсии.

Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию и повышению реологических свойств, а также обеспечивает стабильность эмульсий при высокой температуре.

Кроме того, кремнийсодержащий полимер обладает высокой гидрофобной активностью и адгезией к горной породе. Минералы твердых пород в том или ином виде содержат гидроксильные группы, например, в составе кристаллогидратов связанной воды. Эти гидроксильные группы горной породы активно взаимодействуют с гидроксильными группами кремнийсодержащих соединений. При этом химическая «сшивка» кремнийсодержащего соединения с горной породой обеспечивает очень высокие адгезионные характеристики кремнийсодержащего полимера, а ориентация углеводородных радикалов во внутрь перового пространства способствует достижению высокой гидрофобной активности.

Закачиваемая обратная эмульсия имеет способность существенно изменять смачиваемость породы, а именно увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.

В качестве наполнителя обратная эмульсия содержит водопоглощающий полимер. Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно и доставить его в место максимально эффективного использования, водопоглощающий полимер доставляется в среде масляной фазы закачиваемой обратной эмульсии.

В пласте водопоглощающий полимер при контакте с водой набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.

В первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.

В присутствии гидрофобной добавки увеличиваются гидрофобные свойства закачиваемых композиций, поэтому после закачки их изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.

Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, высокодисперсный гидрофобный материал любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.

После обработки нефте- и водонасыщенной породы предлагаемой эмульсией благодаря гидрофобным ее свойствам существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды.

Вторая закачиваемая оторочка содержит подкисленный водный раствор водорастворимого полимера, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь их и соль поливалентного катиона.

За счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых пропластков для притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов.

В таблице 1.1 и 1.2. представлены данные о содержании компонентов первой оторочки по заявляемому способу и по прототипу.

По заявляемому способу закачивают в виде первой оторочки обратную эмульсию, содержащую 1,0-20,0 мас.% маслорастворимого поверхностно-активного вещества или смеси их; 0,5-20,0 мас.% кремнийсодержащего вещества или смеси их; 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера; 0,1-5,0% мас. гидрофобной добавки и воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция (см. табл.1.1).

Первая закачиваемая оторочка дополнительно может содержать для регулирования вязкости эмульсии - углеводородный растворитель в количестве 1-20 мас.%.

По прототипу первая закачиваемая оторочка содержит дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера (см. табл.1.2).

По заявляемому способу в отличие от прототипа после закачки гидрофобной эмульсии происходит вытеснение остаточной нефти из интервалов неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. После закачки эмульсии в результате отверждения кремнийсодержащего полимера и набухания водорастворимого полимера происходит изоляция притока пластовых вод, в результате чего происходит перераспределение фильтрационных потоков и вытеснение нефти из низкопроницаемых насыщенных нефтью интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважину, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

После закачки первой оторочки в скважину закачивают вторую оторочку.

В таблице 2 представлено содержание компонентов второй оторочки композиции по заявляемому способу и по прототипу.

По заявленному способу вторая закачиваемая оторочка содержит композицию 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого полимера, подкисленного до рН 1-3, 0,1-5,0 мас.% поверхностно-активного вещества или смеси их и 0,005-0,3 мас.% соли поливалентного металла.

В отличие от прототипа, содержащего полимерную композицию со сшивателем, по заявляемому способу вторая закачиваемая оторочка представляет собой подкисленную поверхностно-активную полимерную композицию со сшивателем.

Введение ПАВ в закачиваемые композиции и подкисление их до рН 1-3 по заявляемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотная поверхностно-активная композиция и облегчает закачку ее в пласт.

При введении ПАВ в закачиваемые композиции повышается поверхностная активность композиций и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.

При растворении анионного ПАВ (АПАВ) в подкисленных растворах образуются сульфокислоты, при растворении неионогенного ПАВ (НПАВ) - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.

Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, а следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.

Вышеперечисленные сульфокислоты, оксониевые соединения и звенья полимера, например акриловой кислоты или другие функциональные группы, в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.

В пласте при повышении рН выше 3 увеличение вязкости композиции происходит за счет связывания высокомолекулярных комплексов катионом поливалентного металла с образованием сшитых до вязкоупругого состояния модифицированного полимера трехмерной структуры.

При закачивании известных композиций, включая и композицию по прототипу, в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для значительного снижения обводненности добывающих скважин и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области их применения в связи с использованием, например, гидрофильных композиций, слабо изменяющих смачиваемость породы и имеющих низкие нефтевытесняющие свойства.

По заявляемому способу закачиваемые композиции имеют высокую гидрофобность, присутствие ПАВ снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотная поверхностно-активная композиция, повышает поверхностную активность композиций и их нефтевытесняющие свойства. Кроме того, закачиваемые композиции создают после закачки высокие фильтрационные сопротивления, в результате чего значительно снижается обводненность высокопроницаемой зоны пласта, а также увеличивается нефтевытесняющая способность за счет увеличения гидрофобизации поверхности породы и подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Приготовление композиции в виде двух оторочек по заявляемому способу и по прототипу и закачку их в скважину производят так.

В одной емкости для приготовления первой оторочки по заявляемому способу перемешивают 1,0-20,0 мас.% маслорастворимого поверхностно-активного вещества или смеси их, 0,5-20,0 мас.% кремнийсодержащего вещества или смеси их, 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера, 0,1-5,0 мас.% гидрофобной добавки и воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция (см. табл.1.1).

Первая закачиваемая оторочка дополнительно может содержать для регулирования вязкости эмульсии углеводородный растворитель в количестве 1-20 мас.%.

По прототипу в качестве первой оторочки в емкости готовят дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера (см. табл.1.2).

В другой емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого анионного полимера на минерализованной сточной, подтоварной (технической) или разбавленной пластовой воде. Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют 0,1-5,0 мас.% ПАВ или смесь их и кислоту до рН 1-3. После этого при перемешивании дозируют приготовленный 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,005-0,3 мас.%, перемешивают до однородной массы и закачивают в качестве второй оторочки.

Закаченную вторую полимерную оторочку можно дозакрепить закачкой в скважину кремнийсодержащего вещества или смеси их для сохранения технологических свойств второй оторочки, ее целостности и эффективного перераспределения закачиваемых за оторочкой термостабильных агентов.

Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м³ на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 час и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин, и закачки воды для нагнетательных скважин.

Разработанную технологию закачки в виде предложенных оторочек используют для разработки неоднородного нефтяного пласта, а также она может быть использована для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.

Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.

Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.

Для определения снижения проницаемости коллекторов и нефтевытесняющей способности композиций были проведены фильтрационные исследования.

Пример 1. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки композиций в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит обратную эмульсию, содержащую 1,0-20,0 мас.% маслорастворимого поверхностно-активного вещества или смеси их, 0,5-20,0 мас.% кремнийсодержащего вещества или смеси их, 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера, 0,1-5,0 мас.% гидрофобной добавки и воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция (см. табл.1 1). Например, в синтезе 5 готовят эмульсию: в 5 мас.% эмульгатора марки Синол ЭМ при тщательном перемешивании добавляют 3,0 мас.% продукта 119-204, 1,0 мас.% водопоглощающего полимера марки FS - 305, 1,0 мас.% гидрофобного материала марки белая сажа, 90,0 мас.% воды минерализацией 15 г/л и закачивают в водонасыщенный керн.

Первая закачиваемая оторочка дополнительно может содержать для регулирования вязкости эмульсии углеводородный растворитель в количестве 1-20 мас.%.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде; 0,1-5,0 мас.% ПАВ или смеси их, кислоту до рН 1-3 и 0,005-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 7 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 1,0 мас.% анионного полимера марки РДА-1041, добавляют смесь соляной и плавиковой кислот до рН 1, тщательно перемешивают, затем добавляют 2,0 мас.% МЛ-супер, перемешивают, затем добавляют 0,04 мас.% хромата натрия, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

В качестве кислоты дозируют до рН 1-3 в синтезах 1-3, 5 - соляную кислоту; в синтезах 7 и 19 - смесь соляной и плавиковой кислот; 9, 12-13, 14 - смесь соляной уксусной кислот; в синтезах 15-18 - смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония; в синтезах 11, 20, 22 - фосфорную кислоту; в синтезах 24-26 - ортофосфорную кислоту.

Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 9,3-12,7 мкм² (K₁). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.

После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K₁/К₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 7.

Пример 2. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл. 1.2). Например, в синтезе 3 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки CS-131 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в водонасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,005-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 8 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 1,0 мас.% анионного полимера марки РДА-1041, затем добавляют при перемешивании 0,04 мас.% хромата натрия, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке (см. пример 1) с целью определения понижения проницаемости коллектора.

После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К₂). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K₁/К₂·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 8.

Пример 3. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит обратную эмульсию, содержащую 1,0-20,0 мас.% маслорастворимого поверхностно-активного вещества или смеси их, 0,5-20,0 мас.% кремнийсодержащего вещества или смеси их, 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера, 0,1-5,0% мас. гидрофобной добавки и воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция (см. табл.1.1). Например, в синтезе 10 готовят эмульсию: в 5 мас.% эмульгатора марки Нефтенола Н3 при тщательном перемешивании добавляют 10,0 мас.% жидкого стекла марки Номак, 3,0 мас.% гидрофобного материала марки оксида титана, 4,0 мас.% водопоглощающего полимера марки аквамомент, 5,0 мас.% керосина, 73 мас.% воды минерализацией 15 г/л и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-5,0 мас% ПАВ или смеси их, кислоту до рН 1-3 и 0,005-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 9 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, добавляют смесь соляной и уксусной кислот до рН 3, тщательно перемешивают, затем добавляют 3,0 мас.% Нефтенола ВВД, перемешивают, затем добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

В качестве кислоты дозируют до рН 0,5-3 в синтезах 1-3, 5 - соляную кислоту; в синтезах 7 и 19 - смесь соляной и плавиковой кислот; 9, 12-13, 14 - смесь соляной и уксусной кислот; в синтезах 15-18 - смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония; в синтезах 11, 20, 22 - фосфорную кислоту; в синтезах 24-26 - ортофосфорную кислоту.

По предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-38,0% и 1,54-2,48 мкм² (K₁) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 часов для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К₂/К₁·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 9.

Пример 4. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. табл.1.2.). Например, в синтезе 4 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-642 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 1,0 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки FS-305, закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 10 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, затем добавляют при перемешивании 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

По прототипу приготовленные композиции фильтруют через нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (см. пример 3) с целью определения повышения проницаемости коллектора.

Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 часов для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К₂), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К₂/K₁·100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.4.

Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 10.

Пример 5. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки. Первая оторочка содержит обратную эмульсию, содержащую 1,0-20,0 мас.% маслорастворимого поверхностно-активного вещества или смеси их, 0,5-20,0 мас.% кремнийсодержащего вещества или смеси их, 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера, 0,1-5,0% мас. гидрофобной добавки и воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция (см. табл.1.1). Например, в синтезе 19 готовят эмульсию: в 10 мас.% нефтяных сульфонатов при тщательном перемешивании добавляют 8,0 мас.% полисиликата, 1,5 мас.% гидрофобной добавки ГКЖ-11Н, 2,0 мас.% водопоглощающего полимера марки АК-639, 20,0 мас.% нефти, 58,5 мас.% 5%-ного водного раствора хлорида кальция и закачивают в нефтенасыщенный керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-5,0 мас% ПАВ или смеси их, кислоту до рН 1-3 и 0,005-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 11 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, добавляют фосфорную кислоту до рН 2, тщательно перемешивают, затем добавляют 5,0 мас.% ОП-10, перемешивают, затем добавляют 0,10 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

В качестве кислоты дозируют до рН 1-3 в синтезах 1-3, 5 - соляную кислоту; в синтезах 7 и 19 - смесь соляной и плавиковой кислот; 9, 12-13, 14 - смесь соляной и уксусной кислот; в синтезах 15-18 - смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония; в синтезах 11, 20, 22 - фосфорную кислоту; в синтезах 24-26 - ортофосфорную кислоту.

По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. табл.1.2). Например, в синтезе 5 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки KW-600 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 1,0 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в керн.

Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 12 (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, затем добавляют при перемешивании 0,10 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.

Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.

После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемых вышеуказанных композиций и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации композиций по предлагаемому способу и прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.5.

Примеры, описанные выше в тексте, см. в табл.5 синтезы 11 и 12.

Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.

За счет закачки в пласт предлагаемых композиций в виде двух оторочек, включающих закачку гидрофобной эмульсии, содержащей маслорастворимое ПАВ или смесь их, кремнийсодержащее вещество, гидрофобную добавку и воду, а также закачку поверхностно-активного модифицированного полимера со сшивателем, создаются повышенные сопротивления в пористой среде, и в первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин и изменяется смачиваемость породы пласта, увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов, уменьшается добыча воды.

За счет введения ПАВ или смеси ПАВ улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.

За счет введения гидрофобной добавки в закачиваемые композиции и гидрофобных компонентов эмульсии изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.

Таблица 1.2 Содержание компонентов первой оторочки по прототипу.
№ п/п	Содержание компонентов, мас.%
	Анионный полимер		Водопоглощающий полимер		Вода, м=15 г/л
	марка	к-во	марка	к-во
1	2	3	4	5	6
1	CS - 134	0,30	FS - 305	0,10	99,6
2	PDA - 1004	0,30	FS - 305	0,5	99,2
3	CS - 131	0,30	АК - 639	0,5	99,2
4	АК - 642	0,30	FS - 305	1,0	98,7
5	KW - 600	0,30	АК - 639	1,0	98,7
6	Alkoflood 254 S	0,30	АК - 639	1,0	98,7
7	AK - 631	0,30	АК - 639	1,0	98,7

Таблица 2. Содержание компонентов второй оторочки по заявляемому способу и по прототипу.
№ п/п	Наименование способа	Содержание компонентов, мас.%
		Спол		Спав		Сспм		Вода М=15 г/л
		марка	K-BO	марка	к-во	марка	к-во
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Заявляемый	CS-131	0,005	ИВВ-1	0,05	Хромово-калиевые квасцы	0,001	99,944
2	Заявляемый	CS-131	0,01	Неонол-12	0,10	Хромово-калиевые квасцы	0,005	99,885
3	Заявляемый	PDA-1004	0,30	СНО-3Б	0,50	Хромово-калиевые квасцы	0,01	99,19
4	Прототип	PDA-1004	0,30	-	-	Хромово-калиевые квасцы	0,02	99,68
5	Заявляемый	CS-134	0,50	сульфонол	1,0	сульфат алюминия	0,03	98,47
6	Прототип	CS-134	0,50	-	-	сульфат алюминия	0,03	99,47
7	Заявляемый	PDA-1041	1,0	МЛ-супер	2,0	Хромат натрия	0,04	96,96
8	Прототип	PDA-1041	1,0	-	-	Хромат натрия	0,04	98,96
9	Заявляемый	AK-642	2,0	Нефтенол ВВД	3,0	ацетат хрома	0,05	94,95
10	Прототип	AK-642	2,0	-	-	ацетат хрома	0,05	97,95
11	Заявляемый	КМЦ-600	3,0	ОП-10	5,0	Алюмо-калиевые квасцы	0,10	91,90
12	Прототип	КМЦ-600	3,0	-	-	Алюмо-калиевые квасцы	0,10	96,90
13	Заявляемый	Alkoflood 254 S	5,0	МЛ-81Б	6,0	ацетат хрома	0,20	88,80
14	Прототип	Alkoflood 254 S	5,0	-	-	ацетат хрома	0,20	94,80
15	Заявляемый	AK-631	6,0	Неонол-12	1,0	Ацетат алюминия	0,30	92,70
16	Прототип	AK-631	6,0	-	-	Ацетат алюминия	0,30	93,70
17	Заявляемый	ОЭЦ	3,0	МЛ-80 БС	2,0	бихромат	0,10	94,90
18	Заявляемый	ПС	2,0	МЛ-супер	1,0	Хромово-калиевые квасцы	0,20	96,80
19	Заявляемый	ПВС	2,0	Нефтенол Н	3,0	Ацетат хрома	0,10	94,90
20	Заявляемый	ПМАК	3,0	Нефтенол 001 М	1,0	Бихромат натрия	0,20	95,80

Claims (3)

1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт двух оторочек, отличающийся тем, что первая оторочка представляет собой обратную эмульсию и содержит, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь маслорастворимых ПАВ - 1,0-20,0, кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ - 0,5-20,0, водопоглощающий полимер - 0,1-5,0, гидрофобную добавку - 0,1-5,0, воду или водный 1-10%-ный раствор хлористого кальция - остальное, вторая оторочка представляет собой водный раствор водорастворимого полимера, подкисленный до рН 1-3, и содержит, мас.%: водорастворимый полимер - 0,01-5,0, ПАВ или смесь ПАВ - 0 1-5,0, соль поливалентного металла - 0,005-0,30, воду - остальное.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что первая оторочка дополнительно содержит углеводородный растворитель в количестве 1-20 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки второй оторочки в нефтенасыщенные интервалы неоднородного нефтяного пласта закачивают кремнийсодержащее вещество или смесь кремнийсодержащих веществ.