RU2540733C2

RU2540733C2 - Способ выделения углеводородов

Info

Publication number: RU2540733C2
Application number: RU2011132940/03A
Authority: RU
Inventors: Ли МАКГАЙР Патрик; ВИТТОРАТОС Ютимиос
Original assignee: Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date: 2009-01-08
Filing date: 2009-12-23
Publication date: 2015-02-10
Also published as: MX2011007278A; EP2373757A1; RU2011132940A; CA2748872A1; CA2748872C; EP2373757B1; US8939211B2; BRPI0923949A2; WO2010080657A1; BRPI0923949B1; US20110278002A1

Abstract

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас. и содержание смол 5-30% мас. Также способ увеличения степени выделения сырой нефти из указанного резервуара, где присутствуют реликтовая вода и сырая нефть с плотностью в АНИ менее 25°, содержащая суспендированные частицы твердых веществ - СЧТВ со средним диаметром менее 2 мкм в количестве, по меньшей мере, 0,01% мас., с ОКЧ, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержанием

Description

Настоящее изобретение относится к способу, предназначенному для выделения углеводородов из пористой и проницаемой подземной несущей углеводороды породы путем впрыскивания воды, имеющей определенные выбранные характеристики, в данную породу, таким образом, что внутри породы формируется эмульсия вода-в-нефти.

Давно известно, что только часть нефти можно выделить из нефтеносной подземной породы с помощью природной энергии пласта. Для вытеснения большего количества нефти из пласта применяют так называемые вторичные методики выделения, простейшая из которых заключается в непосредственном замещении с помощью другой среды, обычно представляющей собой воду или газ.

Затопление водой является одной из самых успешных и широко применяемых методик вторичного выделения. Воду под давлением вводят в породу-коллектор с помощью нагнетательных скважин, что приводит к перемещению нефти через породу в сторону разработочных скважин. Вода, применяемая при затоплении водой, обычно представляет собой соленую воду из природного источника, например морскую воду.

В соответствии с патентом US 5855243, выделение нефти, как правило, является неэффективным в подземных породах, в которых подвижность нефти, выделяемой in situ, заметно ниже, чем подвижность рабочей жидкости, применяемой для вытеснения нефти. Подвижность текучей фазы в породе определяется отношением относительной проницаемости текучей среды к ее вязкости. Например, если затопление водой применяют для вытеснения из породы очень вязкой тяжелой нефти, способ имеет очень низкую эффективность, поскольку подвижность нефти значительно ниже, чем подвижность воды. Вода быстро проникает через породу в сторону разработочной скважины, обходя большую часть нефти, которая остается не извлеченной. Указано, что в качестве способа получения вязких рабочих текучих сред, подходящих для эффективного регулирования подвижности при вытеснении относительно вязкой нефти, предложено применение макроэмульсий вода-в-нефти. Например, макроэмульсии вода-в-нефти и нефть-в-воде оценивали в качестве рабочей текучей среды для применения с целью улучшения выделения вязкой нефти. Такие эмульсии были получены путем добавления гидроксида натрия к кислой сырой нефти из Канады и Венесуэлы. В данном исследовании эмульсии стабилизировали мыльными пленками, полученными омылением кислых углеводородных компонентов сырой нефти с помощью гидроксида натрия. Такие мыльные пленки уменьшали межфазное натяжение на границе нефть/вода, выступая в качестве поверхностно-активных веществ с целью стабилизации эмульсии вода-в-нефти. Таким образом, хорошо известно, что устойчивость таких эмульсий, по существу, зависит от применения гидроксида натрия (то есть каустика) с целью получения мыльной пленки, предназначенной для уменьшения межфазного натяжения на границе нефть/вода.

В патенте US 5855243 описано, что практическое применение едкой щелочи для получения эмульсий ограничено высокой стоимостью щелочи, большой вероятностью адсорбиции мыльных пленок на каменной породе, что приводит к постепенному разрушению эмульсии, и чувствительностью вязкости эмульсии к малым изменениям солености и содержания воды. Например, поскольку большая часть пород содержит воду, в которой растворено большое количество твердых веществ, получаемые эмульсии, требующие применения свежей или дистиллированной воды, редко проявляют заложенный потенциал, поскольку таких условий с малым содержанием соли сложно достичь и поддерживать их в ходе формирования эмульсии. Содержащиеся в породе ионные соединения могут раствориться, и введенная свежая вода может смешиваться с находящейся в породе водой с высоким содержанием соли, что приведет к разрушению стабилизированной эмульсии с низким межфазным натяжением.

В соответствии с изобретением, описанным в патенте US 5855243, обеспечивается способ получения текучей среды, включающей углеводороды из подземной породы, содержащей углеводороды и твердые вещества из породы, способ включает следующие стадии:

а) получение стабилизированной твердыми веществами эмульсии, включающей воду, нефть и нерастворенные твердые вещества, причем указанные твердые вещества содержат частицы, выбранные из группы, включающей частицы твердых веществ из породы, частицы твердых веществ, не находившиеся в породе, и комбинации перечисленного;

б) контактирование породы с указанной эмульсией; и

в) получение указанной текучей среды из породы с помощью указанной эмульсии.

Патент US 5855243, в основном, нацелен на введение под давлением предварительно полученной эмульсии, стабилизированной твердыми веществами, в подземную породу. Однако проблема при введении предварительно полученной эмульсии в породу заключается в том, что эмульсия будет иметь низкую приемистость по сравнению с впрыскиваемой водой, по той причине, что эмульсия имеет большую вязкость, чем вода, и содержит капли, вызывающие блокирование границы породы. Кроме того, отфильтровывание капель из эмульсии уменьшает проницаемость области скважины, находящейся рядом с ее стволом. С целью поддержания скорости введения эмульсии на том же уровне, что и скорость введения воды, потребуется применение увеличенного давления впрыска, что может оказаться невозможным по причине ограничений в производительности насоса или опасности разрушения породы. Альтернативные способы решения проблемы пониженной приемистости эмульсии включают обеспечение большего количества нагнетательных скважин или преднамеренное разрушение породы в нагнетательных скважинах с целью увеличения приемистости. Однако увеличение числа нагнетательных скважин приводит к увеличению капитальных затрат, в то время как намеренное разрушение породы в нагнетательных скважинах приводит к увеличению затрат и к проблемам, связанным с регулированием разрушения.

Хотя в патенте US 5855243 также описано, что стабилизированные твердыми веществами эмульсии можно получать «in situ» путем введения необходимых твердых частиц, диспергированных в воде, в породу, содержащую углеводороды, примеров выделения нефти с использованием полученных in situ эмульсий не приведено. Вместо этого, в примерах рассмотрено введение предварительно полученных эмульсий в керн.

В патенте US 5855243 описано, что вода, применяемая для получения стабилизированной твердыми веществами эмульсии, должна иметь достаточную концентрацию ионов с целью поддержания устойчивости эмульсии при условиях, наблюдаемых в породе. Предпочтительно, для получения эмульсии применяют пластовую воду (воду, полученную из породы). Можно применять свежую воду, при условии, что концентрацию ионов регулируют надлежащим образом для стабилизации эмульсии при условиях, наблюдаемых в пласте. В отличие от изложенного в патенте US 5855243, было обнаружено, что устойчивую эмульсию вода-в-нефти можно получить in situ, если соблюдены следующие условия: а) нефть, находящаяся в породе, имеет плотность в градусах АНИ (Американский нефтяной институт), составляющую менее 30°, и вязкость в условиях пластового резервуара, превышающую 1 сантипуаз (сП); б) введенная вода и нефть, присутствующие в порах пласта, содержат нерастворенные твердые вещества, находящиеся в суспендированном состоянии;

и в) отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9, предпочтительно, менее 0,8.

Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара (резервуара), включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, проницаемость которого составляет более 10 миллидарси, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах АНИ, составляющую менее 30°, вязкость в условиях резервуара, составляющую более 1 сП, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, указанный способ включает следующие стадии;

А) введение под давлением вводимой (впрыскиваемой) воды в породу, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9; и

Б) осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии, включающей неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу (далее такая эмульсия будет называться «эмульсией вода-в-нефти»), причем общее количество нерастворенных твердых веществ, суспендированных во вводимой воде, и нерастворимых веществ, суспендированных в сырой нефти, является достаточным для того, чтобы содержание нерастворенных суспендированных твердых веществ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м) эмульсии.

Содержание суспендированных твердых веществ в эмульсии, получаемой внутри содержащей углеводороды породы, можно определить путем извлечения керна породы и кондиционирования керна таким образом, чтобы он насытился реликтовой водой. В качестве альтернативы, можно кондиционировать моделирующий пласт таким образом, чтобы он насытился реликтовой водой. Затем смесь получаемой сырой нефти (содержащей суспендированные в ней твердые вещества) и необходимой вводимой воды (содержащей суспендированные в ней твердые вещества) впрыскивают в керн в соотношении, например, 1:1 по объему с получением эмульсии вода-в-нефти внутри керна. Текучие среды, полученные из керна породы или моделирующего пласта, включают фазу эмульсии вода-в-нефти и, необязательно, фазу несвязанной воды и/или несвязанной нефти. Фазе эмульсии дают отделиться, и содержание суспендированных твердых веществ в разделенных фазах нефти и воды определяют совместно с объемной процентной долей разделенных фаз, таким образом можно определить содержание суспендированных твердых веществ в фазе эмульсии. Если это необходимо, для разрушения фазы эмульсии можно применить деэмульгатор.

Также подразумевается, что от эмульсии, получаемой из породы посредством разработочной скважины, можно отобрать пробу и определить содержание суспендированных твердых веществ в эмульсии так, как описано выше. Если это необходимо, для разрушения эмульсии, полученной из разработочной скважины, можно применить деэмульгатор.

Предпочтительно, вводимая вода, по существу, не содержит добавленных щелочей и/или поверхностно-активных веществ (ПАВ). Под выражением «вводимая вода, по существу, не содержащая добавленных щелочей» понимают, что вводимая вода содержит менее 0,1% масс. добавленных щелочей (например, гидроксида натрия, карбоната натрия, бикарбоната натрия, силиката натрия или фосфата натрия), предпочтительно, не содержит добавленных щелочей. Под выражением «вводимая вода, по существу, не содержащая добавленных ПАВ» понимают, что вводимая вода содержит менее 0,01%масс. добавленных ПАВ, предпочтительно, не содержит добавленных ПАВ.

Под выражением эмульсия «вода-в-нефти» понимают эмульсию, включающую неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу.

Под выражением «отношение многовалентных катионов» понимают отношение общего содержания многовалентных катионов (в ч./млн) во вводимой воде к содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде (в ч./млн).

Под выражением «отношение двухвалентных катионов» понимают отношение общего содержания двухвалентных катионов (в ч./млн) во вводимой воде к содержанию двухвалентных катионов в реликтовой воде (в ч./млн).

Под выражением «реликтовая вода» понимают воду, изначально находившуюся в пустотах пор пластовой породы (до какого-либо введения воды в породу в ходе выделения нефти из породы).

Было обнаружено, что общее содержание растворенных твердых веществ во вводимой воде не является определяющим фактором спонтанного образования эмульсии вода-в-нефти внутри породы, при условии, что ОСРТ вводимой воды составляет 30000 ч./млн или менее, и отношение многовалентных катионов составляет менее 0,9. Например, эмульсия может образовываться спонтанно внутри пласта, если ОСРТ вводимой воды составляет от 20000 до 30000 ч./млн, при отношении многовалентных катионов, составляющем менее 0,9. Однако было обнаружено, что степень выделения нефти увеличивается при уменьшении ОСРТ вводимой воды. Соответственно, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) во вводимой воде, предпочтительно, составляет менее 25000 ч./млн, более предпочтительно, менее 20000 ч./млн, еще более предпочтительно, менее 15000 ч./млн, конкретно, менее 10000 ч./млн, например, менее 8000 ч./млн. Предпочтительно, чтобы вводимая вода представляла собой воду с низким содержанием солей, общее содержание растворенных твердых веществ в которой составляет от 200 до 10000 ч./млн, предпочтительно, от 500 до 8000 ч./млн, конкретно, от 1000 до 5000 ч./млн.

Предпочтительно, нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, составляющем, по меньшей мере, 0,05 кг/м, конкретно, по меньшей мере, 0,1 кг/м. Такие нерастворенные твердые вещества обычно встречаются в природе и могут находиться в воде до введения в породу и/или они могут представлять собой мелкие частицы, находившиеся в породе и приведенные в подвижное состояние вводимой водой. Как правило, нерастворенные твердые вещества, суспендированные во вводимой воде, имеют средний размер частиц, составляющий 10 мкм или менее, предпочтительно, 2 мкм или менее, более предпочтительно, 1 мкм или менее, наиболее предпочтительно, 100 нм или менее. Мера среднего размера частиц представляет собой наибольшее значение из каждого из трех измерений, взятых по осям X, Y и Z каждой частицы, причем среднее значение вычисляют с использованием массового или численного распределения таких частиц в представительном образце таких встречающихся в природе твердых веществ. Чтобы позволить суспендированным частицам войти и проникнуть через породу совместно с вводимой водой, пластовая порода должна иметь относительно высокую проницаемость. Соответственно, проницаемость породы составляет более 10 миллидарси (мД), предпочтительно, по меньшей мере, 50 мД, например, по меньшей мере, 100 мД. Размер каналов пор породы также должен быть достаточно большим для того, чтобы суспендированные частицы проходили сквозь каналы пор. Предпочтительно, средний размер каналов пор составляет, по меньшей мере, 10 мкм, предпочтительно, по меньшей мере, 20 мкм, например, по меньшей мере, 40 мкм, что позволяет твердым веществам, суспендированным во вводимой воде и в эмульсии, образующейся внутри породы, перемещаться через породу. Однако тип пластовой породы не является определяющим. Таким образом, порода может включать песчаник или карбонатную породу.

Обычно через породу проходит, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна разработочная скважина, расположенная на удалении от указанной, по меньшей мере, одной нагнетательной скважины. Соответственно, вводимую воду впрыскивают в породу через нагнетательную скважину (скважины), и эмульсию вода-в-нефти выгружают из разработочной скважины (скважин). Тем не менее, предусмотрено, что настоящее изобретение можно применять в способе пароциклической обработки скважины, в котором разработочная скважина функционирует в режиме чередования впрыскивания вводимой воды из скважины в породу, обеспечения пропитывания скважины и последующего получения эмульсии вода-в-нефти из скважины.

Предпочтительно, сырая нефть, находящаяся в порах породы, содержит, по меньшей мере, 0,05% масс. (0,5 кг/м), предпочтительно, по меньшей мере, 0,1%масс.(1 кг/м) нерастворенных суспендированных твердых веществ. Присутствие твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, присуще породе. Как правило, средний размер частиц твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, составляет 10 мкм или менее, предпочтительно, 2 мкм или менее, более предпочтительно, 1 мкм или менее, наиболее предпочтительно, 100 нм или менее. Твердые вещества, суспендированные в сырой нефти, могут включать алюмосиликатные глины, кальцит, оксид кремния, барит, плагиоклазовый шпат, а также богатые железом минералы (например, оксид железа и сидерит) или они могут представлять собой компоненты сырой нефти, например, асфальтены, смолы, парафины и воски. Обычно алюмосиликатные глины, асфальтены, смолы, парафины и воски, суспендированные в сырой нефти, имеют коллоидный размер частиц (от 0,001 до 1 мкм). Например, частицы алюмосиликатной глины могут представлять собой пластинки диаметром от 100 до 200 нм и толщиной примерно 10 нм.

Предпочтительно, эмульсия, получаемая из разработочной скважины, имеет содержание суспендированных твердых частиц, составляющее, по меньшей мере, 0,05%масс.(0,5 кг/м) по массе эмульсии, предпочтительно, по меньшей мере, 0,1% масс. (1 кг/м) по массе эмульсии. Нерастворенные твердые вещества, суспендированные в полученной эмульсии, до этого находились во вводимой воде, сырой нефти и в твердых веществах, находящихся в породе, способных приходить в движение при воздействии вводимой воды. Таким образом, средний размер частиц твердых веществ, суспендированных в полученной эмульсии, составляет 10 мкм или менее, предпочтительно, 2 мкм или менее, более предпочтительно, 1 мкм или менее, наиболее предпочтительно, 100 нм или менее.

Подразумевается, что нерастворенные твердые вещества, суспендированные во вводимой воде, сырой нефти или получаемой эмульсии, могут иметь бимодальное распределение частиц по размерам. Если наблюдается бимодальное распределение частиц по размерам, могут присутствовать дисперсные или коллоидные твердые вещества, средний диаметр частиц которых составляет, например, от 50 до 500 нм, и крупнозернистые твердые вещества, средний диаметр частиц которых составляет от 1 до 10 мкм.

Сырая нефть, содержащаяся в порах породы, предпочтительно, имеет общее кислотное число (ОКЧ), составляющее, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г. Общее кислотное число (ОКЧ) представляет собой меру количества кислых органических соединений, например, нафтеновых кислот, фенокислот и серосодержащих кислот в сырой нефти, отделенной в нефтеперерабатывающей установке (то есть меру общего количества кислых органических примесей в резервуарах для конечной сырой нефти). Как правило, значения общего кислотного числа (ОКЧ) сырой нефти, измеренные в соответствии с методикой ASTM D0664, составляют от 0,5 до 4 мг КОН/г.

Нефть, находящаяся в порах породы, представляет собой вязкую сырую нефть, плотность АНИ которой составляет менее 30°, предпочтительно, менее 25°, например, от 15 до 25°. Обычно вязкие нефти содержат большое количество асфальтенов, смол, парафинов, восков и нафтеновых кислот. Соответственно, такие сырые нефти обычно имеют значение ОКЧ, составляющее более 0,5 мг КОН/г, предпочтительно, более 1 мг КОН/г, например, от 1 до 4 мг КОН/г.

Предпочтительно, содержание асфальтенов в сырой нефти, находящейся в порах породы, составляет, по меньшей мере, 1%масс., конкретно, от 1 до 20% масс. Асфальтены, в эксплуатационном порядке, определяют как нерастворимый в н-гептане и растворимый в толуоле компонент сырой нефти, и они состоят, главным образом, из полиароматических углеродных звеньев, содержащих кислород, азот и серу, совместно с малым количеством тяжелых металлов, конкретно, ванадия и никеля. Кроме того, содержание смол в сырой нефти, находящейся в порах породы, предпочтительно, составляет от 5 до 30%масс.

Предпочтительно, нефть, находящаяся в порах породы, имеет вязкость в условиях резервуара, составляющую, по меньшей мере, 1 сП, конкретно, по меньшей мере, 5 сП, например, от 10 до 1000 сП.

Сырая нефть, приводимая в движение с использованием способа по настоящему изобретению, находится в равновесии с реликтовой водой. Как правило, рКа сырой нефти, находящейся в порах породы, составляет от 5 до 6. Соответственно, большая часть кислых органических соединений, находящихся в сырой нефти, присутствующей в порах породы, будет находиться в виде солей. Лица, квалифицированные в данной области техники, поймут, что одновалентные катионные соли кислых органических соединений, конкретно одновалентные катионные соли нафтеновых кислот, выступают в качестве поверхностно-активных веществ, стабилизирующих эмульсии вода-в-нефти, в то время как многовалентные катионные соли кислых органических соединений не действуют в качестве поверхностно-активных веществ. Относительные количества одновалентных и многовалентных катионных солей кислых органических соединений в составе сырой нефти, таким образом, будут зависеть от относительного содержания одновалентных и многовалентных катионов в реликтовой воде. Не желая ограничиваться какой-либо теорией, было обнаружено, что при применении вводимой воды с уменьшенным содержанием многовалентных катионов, по сравнению с реликтовой водой, равновесие между одновалентными и многовалентными катионными солями кислых органических соединений можно сдвинуть таким образом, чтобы большая часть кислых органических соединений находилась в одновалентной катионной форме, что позволяет получать устойчивую эмульсию в породе.

Отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде («отношение многовалентных катионов») составляет менее 0,9. В общем, чем меньше отношение многовалентных катионов, тем легче в породе образуется эмульсия. Таким образом, отношение многовалентных катионов, предпочтительно, составляет менее 0,8, более предпочтительно, менее 0,6, еще более предпочтительно, менее 0,5, конкретно, менее 0,4 или менее 0,25. Предпочтительные диапазоны отношения многовалентных катионов составляют от 0,01 до 0,9, от 0,05 до 0,8, конкретно, от 0,05 до 0,6 или от 0,1 до 0,5. Отношение общего содержания двухвалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию двухвалентных катионов в реликтовой воде (которое далее в настоящем описании называют «отношением двухвалентных катионов») также составляет менее 0,9. Предпочтительные значения и диапазоны отношения многовалентных катионов можно также, с внесением соответствующих изменений, применить к отношению двухвалентных катионов.

Многовалентные катионы в составе реликтовой воды, как правило, представляют собой двухвалентные катионы или трехвалентные катионы. Двухвалентные катионы, которые могут присутствовать в реликтовой воде или вводимой воде, включают катионы металлов 2 группы, конкретно, Са и Mg, но также Ва+ и Sr+, предпочтительно, Са+, а также Cr+ и V+. Трехвалентные катионы, которые могут присутствовать в реликтовой воде или вводимой воде, включают Cr, Al+, В+ или V+.

Как правило, содержание кальция во вводимой воде составляет менее 100 ч./млн, предпочтительно, менее 50 ч./млн, конкретно, менее 25 ч./млн, например, менее 10 ч./млн Содержание магния во вводимой воде, как правило, составляет менее 100 ч./млн, предпочтительно, менее 30 ч./млн, конкретно, менее 15 ч./млн. Содержание бария во вводимой воде обычно составляет, менее 20 ч./млн, например, менее 10 ч./млн Таким образом, содержание кальция может превышать содержание магния. Предпочтительно, содержание трехвалентных катионов во вводимой воде составляет менее 20 ч./млн, например, менее 10 ч./млн. Предпочтительно, общее содержание многовалентных катионов во вводимой воде составляет менее 200 ч./млн, предпочтительно, менее 100 ч./млн, конкретно, менее 50 ч./млн, при условии, что отношение многовалентных катионов составляет менее 0,9.

Настоящее изобретение можно применять для усовершенствованной добычи нефти из породы, в которой реликтовая вода имеет широкий диапазон значений ОСРТ, обычно от 500 до 200000 ч./млн, предпочтительно, от 2000 до 50000 ч./млн, конкретно, от 10000 до 50000 ч./млн, конкретно, от 20000 до 45000 ч./млн. Как описано выше, реликтовая вода представляет собой изначальную воду, связанную с нефтью в породе и находящуюся в равновесии с нефтью, конкретно, в отношении содержания многовалентных катионов, конкретно, содержания двухвалентных катионов (например, кальция). Содержание кальция в реликтовой воде обычно составляет, по меньшей мере, 50 ч./млн, например, от 50 до 2000 ч./млн, конкретно, от 100 до 500 ч./млн. Содержание магния в реликтовой воде составляет обычно, по меньшей мере, 10 ч./млн, например, от 10 до 2000 ч./млн, конкретно, от 20 до 200 ч./млн. Общее содержание двухвалентных катионов в реликтовой воде обычно составляет, по меньшей мере, 100 ч./млн, например, от 100 до 5000 ч./млн, предпочтительно, от 150 до 3000 ч./млн, конкретно, от 200 до 1000 ч./млн. В общем, реликтовая вода содержит малое количество трехвалентных катионов, обычно, менее 100 ч./млн.

Многие источники вводимой воды можно, потенциально, применять совместно со свежей водой, морской водой, слабоминерализованной водой, водой из законтурной части нефтяной залежи, реликтовой водой или произведенной водой. Свежую воду можно получать из реки или озера, и она обычно имеет ОСРТ, составляющее менее 1500 ч./млн. Слабоминерализованную воду можно получать из приливных или устьевых речных источников, и ее ОСРТ обычно составляет от 5000 до 25000 ч./млн. Кроме того, слабоминерализованную воду можно получать из законтурной части нефтяной залежи, которая может находиться в отдельном горизонте по отношению к горизонту, связанному с сырой нефтью. Однако не любая законтурная вода является слабоминерализованной. Таким образом, ОСРТ законтурной воды может составлять от 1000 до 300000 ч./млн. Если в качестве источника вводимой воды применяют реликтовую или произведенную воду (воду, отделенную от нефти, полученной в разработочной скважине), ОСРТ реликтовой или произведенной воды может составлять от 2000 до 300000 ч./млн. Применение реликтовой или произведенной воды в качестве вводимой воды обладает преимуществами, если существуют ограничения на утилизацию реликтовой или произведенной воды. Также в качестве источника вводимой воды можно рассматривать морскую воду с ОСРТ, составляющим от 15000 до 40000, из континентальных морей, например Каспийского моря, или воду из океанических морей, ОСРТ которой составляет от 30000 до 45000 ч./млн. Если это требуется, в качестве источников вводимой воды можно применять смеси воды, например законтурной воды с низким ОСТР, смешанной с соленой водой, например, произведенной водой или морской водой. Применение смешанной воды особенно важно при запуске новой разработочной скважины, поскольку поначалу может наблюдаться отсутствие или нехватка произведенной воды, которую можно применять в качестве источника вводимой воды.

Если ОСРТ источника воды и содержание многовалентных катионов этой воды уже находятся на желаемом уровне для эмульгирования вводимой воды в сырой нефти, находящейся в порах породы, источник воды можно применять в качестве вводимой воды без обработки, направленной на уменьшение содержания многовалентных катионов. Примеры воды, которую можно применять в качестве вводимой воды без обработки, включают свежую воду и слабосоленую законтурную воду, которые содержат желаемое количество многовалентных катионов и желаемое количество суспендированных твердых веществ. Важно не подвергать воду тонкой очистке, чтобы суспендированные твердые вещества с размером частиц, составляющим 2 мкм или менее, не были удалены из воды. Однако воду можно подвергать грубой фильтрации с использованием сита с целью удаления частиц, средний размер которых превышает 10 мкм.

Если ОСРТ источника воды уже находится на желаемом уровне для применения в качестве вводимой воды, но содержание в ней многовалентных катионов превышает желаемый уровень для получения эмульсии в породе, источник воды подвергают обработке с целью уменьшения содержания многовалентных катионов. Примеры таких источников воды включают определенные виды слабосоленой произведенной воды и определенные виды слабосоленой законтурной воды. Обработку можно осуществлять путем осаждения, например, с добавлением гидроксида натрия, карбоната натрия, бикарбоната натрия, фосфата натрия или силиката натрия, и отделения осадка, включающего многовалентные катионы (например, фильтрованием или центрифугированием), таким образом, получают обработанную воду с уменьшенным содержанием многовалентных катионов, подходящую для применения в качестве вводимой воды. Обработку источника воды можно также осуществлять фильтрованием на нанофильтре, например, с использованием мембраны, селективной в отношении многовалентных катионов, такой как мембрана серии Dow Filmtec NF (конкретно, мембран NF40, NF40HF, NF50, NF70, NF90 и NF270), мембраны серии Hydranautics ESNA1, мембрана Desal-5 (Desalation Systems, Эскондидо, Калифорния), мембраны SU 600 (Toray, Япония) или NRT 7450 и NTR 7250 (Nitto Electric, Япония). Селективное удаление многовалентных катионов из воды с низким ОСРТ (соответствующим ОСРТ солоноватой воды или меньшим ОСРТ) с использованием таких мембран описано в патенте US 5 858 420 и в «Separation and Purification Technology», 37 (2004), «Removal of sulfates and other inorganics from potable water by nanofiltration membranes of characterized porosity», авторы К. Kosutic, I. Nowak, L. Sipos и В. Kunst. В качестве альтернативы, источник воды можно обрабатывать пропусканием через слой катионообменной смолы, например, водородной или натриевой катионообменной смолы. Такие способы обработки (отличные от катионного обмена с водородной катионообменной смолой) имеют преимущество, заключающееся в отсутствии значительного увеличения рН вводимой воды, по сравнению с необработанной водой. Если воду обработали с целью селективного удаления многовалентных катионов, может потребоваться добавление твердых веществ в воду с целью достижения желаемого содержания суспендированных твердых веществ во вводимой воде. Это происходит в силу того, что обработка источника воды осаждением, нанофильтрованием или пропусканием через слой катионообменной смолы может привести к осаждению суспендированных твердых веществ или может потребовать удаления каких-либо суспендированных твердых веществ перед обработкой воды. Таким образом, ранее удаленные твердые вещества с желаемым размером частиц (средним размером частиц, составляющим менее 2 мкм) в желаемом количестве (по меньшей мере, 0,5 кг/м) можно снова добавить в обработанную воду.

Если источник воды имеет более высокие ОСРТ и содержит больше многовалентных катионов, чем это необходимо для вводимой воды, источник воды обрабатывают с целью уменьшения как ОСРТ, так и содержания многовалентных катионов до желаемых уровней. Как правило, источник воды обрабатывают с целью уменьшения ОСРТ и содержания многовалентных катионов до желаемых значений, например, с помощью обратного осмоса, прямого осмоса или комбинации перечисленного. Источники воды, обрабатываемые таким образом, включают морскую воду, солоноватую воду с повышенным содержанием солей, произведенную воду с большим содержанием солей и законтурную воду с большим содержанием солей. Мембрана, применяемая в обратном или прямом осмосе, может удалять из источника воды, по существу, все растворенные твердые вещества, которые не попадут в обработанную воду (фильтрат). Подходящие мембраны, задерживающие, по существу, все растворенные твердые вещества, хорошо известны лицам, квалифицированным в данной области техники. Соответственно, ОСРТ обработанной воды может достигать 200 ч./млн, а содержание в ней двухвалентных катионов может достигать от 1 до 2 ч./млн. Обычно обработанная вода не будет содержать трехвалентных катионов. Если это требуется, в обработанную воду можно добавить соли одновалентных катионов с целью увеличения ОСРТ, при условии, что ОСРТ не превысит 30000 ч./млн. В качестве альтернативы, источник воды можно обрабатывать с использованием крупнопористой мембраны для обратного осмоса, что описано в международной патентной заявке WO 2006/002192, с прямым получением таким образом вводимой воды с желаемым ОСРТ и желаемым содержанием многовалентных катионов. Опять же, предварительно удаленные суспендированные твердые вещества с желаемым размером частиц (средним размером частиц, составляющим менее 2 мкм) в желаемом количестве (по меньшей мере, 0,05% масс. (по меньшей мере, 0,5 кг/м³)) можно снова добавить в обработанную воду.

Не желая ограничиваться какой-либо теорией, считают, что суспендированные твердые вещества, находящиеся в получаемой эмульсии, способствуют стабилизации эмульсии вследствие накопления твердых веществ на границе раздела между неоднородной водной фазой и однородной нефтяной фазой эмульсии. Конкретно, по меньшей мере, часть асфальтенового компонента сырой нефти находится в коллоидной форме и, таким образом, улучшает устойчивость эмульсии нефть-в-воде, которая образуется внутри породы, поскольку коллоидные асфальтены накапливаются на границе раздела между неоднородной водной фазой и однородной нефтяной фазой эмульсии. Кроме того, все полимерные компоненты сырой нефти будут накапливаться на границе раздела между диспергированной водной фазой и однородной нефтяной фазой эмульсии вода-в-нефти, также увеличивая, таким образом, устойчивость эмульсии.

В способе по настоящему изобретению вводимую воду, предпочтительно, впрыскивают под давлением, составляющим, например, от 10000 до 100000 кПа (от 100 до 1000 бар), по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину, расположенную на удалении от разработочной скважины, и указанная вода проходит непосредственно в нефтеносную породу из нагнетательной скважины. Прохождение вводимой воды в породу приводит к спонтанному образованию эмульсионной фазы в породе. Такая эмульсионная фаза препятствует прохождению всего количества воды, которую впоследствии впрыскивают в породу, таким образом, по меньшей мере, часть воды обходит зону породы, в порах которой присутствует эмульсия. Соответственно, введенная в дальнейшем вода доступна для проникновения в другую зону породы и способна спонтанно образовывать эмульсию в другой зоне. Соответственно, эффективность проникновения вводимой воды улучшается в силу образования эмульсионной фазы внутри породы.

Таким образом, в соответствии с особенно предпочтительным вариантом настоящего изобретения обеспечивается способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, проницаемость которого составляет более 10 миллидарси, в который внедрены, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна разработочная скважина, причем а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах АНИ, составляющую менее 30°, вязкость в условиях резервуара, составляющую более 1 сП, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05% масс., указанный способ включает следующие стадии:

А) впрыскивание вводимой воды в породу через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, по меньшей мере, 0,05% масс., общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9; и

Б) получение, по меньшей мере, из одной разработочной скважины эмульсии, включающей суспендированные в ней нерастворенные твердые вещества в количестве, составляющем, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м³) эмульсии.

Содержание суспендированных твердых веществ в сырой нефти, находящейся в породе, можно определить путем измерения содержания суспендированных твердых веществ в полученной нефти, которую отделяют на производственной установке.

Способ по настоящему изобретению обычно применяют в разработочных скважинах, в которых наблюдается недостаточное природное давление в породе, требуемое для получения значимых количеств нефти (после первичного выделения). Такие разработочные скважины, предпочтительно, работают в режиме вторичного выделения (которое производят непосредственно после первичного выделения), однако они могут работать и в режиме третичного выделения. Способ по настоящему изобретению, таким образом, особенно ценен при использовании в старых разработочных скважинах.

Вода, находящаяся в полостях пор породы в начале вторичного выделения, представляет собой реликтовую воду. Однако также предусмотрено, что способ по настоящему изобретению можно применять в ходе третичного выделения, например, после водного затопления породы жесткой водой. Под выражением «жесткая вода» понимают воду, в которой отношение многовалентных катионов составляет более 2, предпочтительно, более 4, конкретно, более 5, например, более 6. Обычно жесткая вода представляет собой морскую воду или произведенную воду, ОСРТ которой составляет более 12500 ч./млн, предпочтительно, более 20000 ч./млн, например, более 25000 ч./млн, конкретно, более 30000 ч./млн. Тем не менее, в начале третичного выделения могут присутствовать одна или более зон породы, содержащие жесткую вводимую воду или смесь жесткой вводимой воды и реликтовой воды, также могут наблюдаться непромытые зоны породы, содержащие изначальную реликтовую воду. Способ по настоящему изобретению, главным образом, направлен на такие непромытые зоны в ходе третичного выделения. Однако, не желая ограничиваться какой-либо теорией, считают, что даже если зоны породы были промыты водой с большим содержанием соли, между остатками прилипшей к породе нефти и поверхностью породы и/или в порах может находиться реликтовая вода, и области ее нахождения могли остаться не затронутыми при обработке водой с большим содержанием соли в ходе выделения. Кроме того, слой изначальной реликтовой воды может присутствовать на поверхности глин, такую воду называют «связанной с глиной водой».

Лица, квалифицированные в данной области техники, поймут, что в ходе вторичного или третичного выделения вводимую воду впрыскивают в породу из нагнетательной скважины с целью поддержания давления в породе и с целью проталкивания нефти в направлении разработочной скважины. Дополнительное преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что после осуществляемого in situ получения эмульсии вода-в-нефти вводимая вода (рабочая текучая среда) давит на эмульсию вода-в-нефти, находящуюся перед ней, и эмульсия движется к разработочной скважине, из которой нефть выгружают в виде эмульсии вода-в-нефти, совместно с небольшим количеством введенной воды, если она присутствует, которая в виде отдельных языков проникает через породу и выходит из разработочной скважины как отдельная водная фаза. Соответственно, вода, получаемая из разработочной скважины, в основном, находится в форме эмульсии с сырой нефтью, таким образом, что обводненность нефти остается, по существу, постоянной в течение длительного времени, причем обводненность нефти, главным образом, зависит от количества воды, с помощью которой эмульгировали сырую нефть. Как правило, эмульсия вода-в-нефти, получаемая внутри породы, содержит от 30 до 50% воды по объему, конкретно, от 40 до 50% по объему. В способе по настоящему изобретению, таким образом, удается достичь продолжительного выделения нефти с относительно стабильной и относительно низкой обводненностью. Не желая ограничиваться какой-либо теорией, считают, что получение эмульсии вода-в-нефти внутри породы также улучшает выделение путем замещения остатком эмульсии остатка нефти, которая осталась бы незатронутой при обычном затоплении. Таким образом, остаточная эмульсия будет сохраняться в таких же количествах в пустотах пор породы, как и остаток нефти, который не вымывается при традиционном затоплении водой. Однако остаточное количество эмульсии вода-в-нефти, находящееся в объеме пласта, содержит меньшее количество нефти, чем эквивалентное количество остаточной нефти в объеме пласта, которое не вымывается при традиционном затоплении водой. Таким образом, способ по настоящему изобретению имеет два отчетливых механизма улучшения добычи нефти: (1) улучшенная эффективность промывания в силу сниженной подвижности рабочей текучей среды и (2) уменьшение количества остаточной нефти, заключенной в породе.

Можно применять одну нагнетательную скважину и одну разработочную скважину, но предпочтительно можно применять более одной нагнетательной скважины и более одной разработочной скважины. Можно применять различные варианты взаимного пространственного расположения каждой из нагнетательных скважин и/или каждой из разработочных скважин. Нагнетательные скважины могут находиться вокруг разработочной скважины. В качестве альтернативы, нагнетательные скважины могут быть расположены в виде двух или более рядов, между каждыми из которых находятся разработочные скважины. Такие конфигурации называют «сеточным затоплением», и лица, квалифицированные в данной области техники, знают, как работать с нагнетательными скважинами для достижения максимальной степени выделения нефти в ходе вторичного или третичного выделения.

В дополнительном особенно предпочтительном варианте настоящего изобретения обеспечивается способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, проницаемость которого составляет более 10 миллидарси, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах АНИ, составляющую менее 30°, вязкость в условиях резервуара, составляющую более 1 сП, и содержит суспендированные частицы твердых веществ со средним диаметром, составляющим менее 2 мкм, в количестве, по меньшей мере, 0,01%масс.(0,1 кг/м), и в) вводимую воду впрыскивают в породу с целью получения эмульсии вода-в-нефти с сырой нефтью, находящейся в порах породы, причем вводимую воду выбирают следующим образом:

А) путем определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде, и

Б) путем выбора вводимой воды, в которой (I) общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) составляет менее 30000 ч./млн, (II) общее содержание многовалентных катионов таково, что отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9, и (III) содержится, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м) частиц твердых веществ, средний диаметр которых составляет менее 2 мкм, суспендированных в указанной воде.

Если способ по настоящему изобретению предполагается применять в ходе вторичного или третичного выделения, можно получить образец реликтовой воды путем извлечения керна породы, перед получением нефти из породы или в ходе первичного выделения, и определить содержание многовалентных катионов в воде, находящейся в керне. В качестве альтернативы, если произошел прорыв воды, но пластовый резервуар остался в состоянии первичного выделения, можно определить содержание многовалентных катионов в воде, отделенной от полученной нефти.

Если отсутствует подходящий источник воды для применения в качестве вводимой воды, ОСРТ и/или общее содержание многовалентных катионов источника воды можно регулировать (как описано выше) с целью обеспечения вводимой воды с желаемым ОСРТ и желаемым общим содержанием многовалентных катионов, а также желаемым содержанием суспендированных твердых веществ.

Далее настоящее изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на чертежи с 1 по 4 и приведенные далее примеры.

Примеры

Испытательная методика с использованием химического индикатора в одной скважине

Испытание с помощью химического индикатора в одной скважине (ХИОС) обеспечивает испытательную методику для измерения насыщения текучими средами нефтеносных пластовых резервуаров. Испытание ХИОС осуществляют в обводненной области породы путем нагнетания, а затем получения обратно из той же скважины определенного объема текучей среды из пластового резервуара с использованием подходящих химических индикаторов.

В случае испытания остатка нефти в одной скважине (S_OH); как описано в настоящем описании, определенный объем подходящего содержащего воду сложного эфира (в данном случае, этилформиата) впрыскивают в целевую зону испытательной скважины. После этого впрыскивают больший объем воды, не содержащей какого-либо сложного эфира, с целью продавливания эфирсодержащей воды до тех пор, пока она не окажется на глубине от 5 до 15 футов в резервуаре (на радиальном расстоянии от 5 до 15 футов от ствола скважины).

Общий объем вводимой жидкости обычно помечают подходящим нереакционноспособным неразлагающимся (что определяют на основании материального баланса) индикатором, представляющим собой изопропиловый спирт (ИПС).

В ходе промежутка времени в заблокированном состоянии, составляющего от 1 до 10 суток, часть эфира вступает в реакцию с водой в резервуаре и образует этиловый спирт (полученный индикатор). Этиловый спирт практически нерастворим в остаточной нефти. Продолжительность периода в заблокированном состоянии выбирают таким образом, чтобы позволить образоваться измеримому количеству этилового спирта. Как правило, степень превращения сложного эфира в спирт составляет от 10 до 50%.

После периода в заблокированном состоянии скважину запускают снова. Из получаемой текучей среды периодически отбирают пробы в устье скважины, и немедленно анализируют их на предмет содержания непрореагировавшего этилформиатного индикатора, этанольного индикатора и индикатора материального баланса (ИПС).

В начале стадии производства непрореагировавший индикатор, этилформиат и полученный индикатор, этиловый спирт, присутствуют совместно и находятся в радиусе от примерно 5 до 15 футов от устья испытательной скважины. Разделение непрореагировавшего этилформиатного индикатора между неподвижной фазой остаточной нефти и подвижной водной фазой задерживает образование сложного эфира на единицу объема, непосредственно связанную с насыщением остаточной нефтью. Полученный спиртовой индикатор, однако, образуется сразу, и течет обратно в скважину примерно с той же скоростью, что и вода. Поскольку этиловый спирт не находится в неподвижной нефтяной фазе в течение какого-либо времени, его получают раньше, чем этилформиатный индикатор, что приводит к разделению полученного спиртового индикатора и непрореагировавшего индикатора на основе сложного эфира.

Степень хроматографического разделения двух индикаторов применяют для расчета насыщения остаточной нефтью. Испытание ХИОС пород с высоким S_OH свидетельствует о высокой степени разделения конечного спирта и сложного эфира. Результаты испытаний пород с низким S_OH свидетельствуют о низкой степени разделения полученного спиртового индикатора и сложного эфира.

Пример 1

Испытания ХИОС осуществляли в резервуаре Prudhoe Bay Field на Аляске, содержащем нефть с плотностью АНИ, составляющей 17°, и содержанием суспендированных твердых веществ более 0,05% масс. Исследуемый интервал пласта находился в породе Ivishak; отперфорированный интервал находился на глубине от 8935 до 8953 футов под уровнем моря. Первое испытание ХИОС (испытание №1) осуществляли с использованием произведенной воды с ОСРТ, составляющим 25291 ч./млн, и содержанием многовалентных катионов, составляющим 682 ч./млн (жесткая произведенная вода). Поскольку из скважины получали смесь с содержанием 1,2% нефтяной фракции, было необходимо вводить небольшой объем произведенной воды в испытательную зону с целью уменьшения насыщения нефтью до остаточного уровня перед осуществлением испытания №1. Этот объем произведенной воды составил 4000 баррелей (200 баррелей/фут). Скорость впрыскивания при таком затоплении произведенной водой составила 1900 баррелей в день. Для поддержания чистоты перфорации для испытания №1 перед введением жесткой произведенной воды осуществляли небольшой обратный ток. Скважина работала в течение 3 ч с использованием испытательного сепаратора на месте бурения, после чего незамедлительно осуществляли испытание №1. Сначала вводили вал сложного эфира, 200 баррелей жесткой произведенной воды, содержащей 10000 ч./млн этилацетата (EtAc), 2400 ч./млн н-пропилового спирта (НПС) и 2200 ч./млн изопропилового спирта (ИПС). После этого применяли давящий вал, включающий 900 баррелей жесткой произведенной воды, содержащей 2200 ч./млн ИПС. Скорость введения поддерживали на постоянном уровне 1900 баррелей/сутки в течение всего испытания №1. На основании толщины зоны, составляющей 20 футов, насыщения остаточной нефтью, составляющего 0,39, и пористости, составляющей 0,25, средняя глубина исследуемой области в испытании №1 составила 13,4 футов. Затем скважину блокировали на 4,5 суток, служивших в качестве реакционного периода, в ходе которого часть этилацетата в породе подверглась гидролизу с образованием этанола (EtOH). После реакционного периода, скважина работала в режиме производства в течение 0,5 суток, в течение этого периода было получено всего 2177 баррелей воды. Образцы произведенной текучей среды отбирали после получения каждого объема, составляющего от 20 до 30 баррелей, и немедленно анализировали на содержание индикатора с помощью газовой хроматографии на месте отбора образцов.

Второе испытание ХИОС (испытание №2) осуществляли с использованием специально адаптированной вводимой воды, ОСРТ которой составляло менее 23000 ч./млн, содержание суспендированных твердых веществ составляло более 0,05%масс., а содержание многовалентных катионов составляло 56 ч./млн (мягкая вода), последующая методика была аналогична испытанию №1. Наблюдали улучшение эффективности замещения водой при применении мягкой воды (отношение многовалентных катионов, составляющее 0,08), составляющее 44%, таким образом, удалось обеспечить доказательство того, что в ходе второго испытания ХИОС in situ была получена эмульсия.

Результаты испытаний №1 и №2 представлены на фиг.1. Начальное насыщение водой (Sвн) породы составляло примерно 55%. Насыщение остаточной нефтью после затопления жесткой произведенной водой (S_OH, жестк.произв.в.) в испытании №1 составило 39%, ΔSн составило примерно 16%, а насыщение остаточной нефтью после затопления мягкой водой (S_OH, мягк.в.) в испытании №2 составило 32%, ΔSн составило примерно 23%.

Пример 2

На фиг.2 показано отношение количества баррелей полученной воды и баррелей полученной нефти (ОВН), изображенное в виде графика в зависимости от времени при затоплении водой выбранных производственных скважин F-Pad в Милн Пойнт, Аляска, с использованием мягкой слабосоленой воды. Добыча в скважинах F-Pad осуществляется из породы Kaparuk.

Объемы воды и нефти определяли путем осуществления работы каждой скважины в «испытательном» режиме в течение определенного промежутка времени, в ходе которого выходящую текучую среду из каждой скважины подавали в испытательный сепаратор и измеряли объемы нефти и воды, отделенных от соединенной произведенной текучей среды. Таким образом, значения объемов свидетельствуют об условиях на поверхности (объем нефти в баррелях, приведенный к стандартным условиям).

Свойства нефти из Милн Пойнт приведены в таблице 1.

Таблица 1
Свойства нефти из Милн Пойнт
Плотность АНИ, градусы	Значение ОКЧ (мг КОН)	nC₆ асфальтены, % масс.	Предельные углеводороды, % масс.	Ароматические соединения, % масс.	Смолы, % масс.
От 20 до 22	1,46	6,26	60,07	21,54	12,13

Вводимая вода разработочных скважин F-Pad представляла собой слабосоленую мягкую воду (полученную из находящегося выше водоносного слоя Принс Крик, представляющего собой обширный солоноватый водоносный слой), состав которой приведен в таблице 2.

Таблица 2
Состав воды, вводимой в разработочные скважины F-Pad
Вещества (ч./млн)	Вода из водоносного слоя Принс Крик
Натрий	817
Кальций	101
Бор	2
Калий	8
Алюминий	менее 0,15
Магний	19
Барий	3
Стронций	2
Соленость (ОСРТ)	2600
Двухвалентные катионы	125

Средний состав реликтовой воды из песчаников А в Милн Пойнт приведен в таблице 3.

Таблица 3
Средний состав реликтовой воды из песчаников А в Милн Пойнт
Вещества (ч./млн)	Песчаник A MPU 1982, среднее
Барий	75
Бикарбонат	1986
Бор	39
Бром
Кальций	151
Хлорид	17344
Железо	1
Магний	41
Калий
Натрий	11733
Стронций	17
Сульфат	14
Соленость (ОСРТ)	31402
Двухвалентные катионы	285

Из фиг.2 видно, что при затоплении скважин F-Pad водой из водоносного слоя Принс Крик в течение 4 лет получалась нефть, отношение ОВН которой составило примерно 1. Это соотносится с получением эмульсии вода-в-нефти, содержание воды в которой составляет примерно 50%объемн. Отношение содержания двухвалентных катионов во вводимой воде из Принс Крик к содержанию двухвалентных катионов в реликтовой воде составило 0,44, что свидетельствует о том, что механизм выделения эмульсии был приведен в действие впрыском воды, имеющей отношение двухвалентных катионов, составляющее менее 0,9.

Сравнительный пример 1

На фиг.3 приведено отношение количества баррелей полученной воды и баррелей полученной нефти (ОВН), изображенное в виде графика зависимости от времени при затоплении водой выбранных производственных скважин K-Pad в Милн Пойнт, Аляска, с использованием жесткой соленой вводимой воды. Добыча в скважинах K-Pad (как и в скважинах F-Pad из примера 2) осуществляется из породы Kaparuk.

Объемы воды и нефти измеряли, как описано в примере 2. Свойства нефти Милн Пойнт приведены в таблице 1 примера 2.

Вода, вводимая в разработочные скважины K-Pad, представляла собой рассол с большим содержанием солей из расположенной выше породы Ugnu, которая значительно жестче, чем реликтовая вода Kaparuk. Состав жесткого рассола с большим содержанием солей приведен в таблице 4, а состав реликтовой воды Kaparuk приведен в таблице 3 примера 2.

Таблица 4
Средний состав воды из водоносного слоя Ugnu, применяемой в скважине K-Pad в Милн Пойнт
Вещества (ч./млн)	Песчаник A MPU 1982, среднее
Барий	119
Бикарбонат	439
Бор	9
Бром
Кальций	951
Хлорид	19458
Железо	15
Магний	815
Калий	184
Натрий	14600
Стронций	49
Сульфат	Менее 10
Соленость (ОСРТ)	36639
Двухвалентные катионы	1934

На фиг.3 не видно наличия плато на графике отношения ОВН при значении примерно 1. Вместо этого, в разработочных скважинах K-Pad наблюдалось постепенное увеличение ОВН, причем в разработочных скважинных K-Pad в настоящее время получают небольшие объемы нефти с ОВН, составляющем примерно 10. В данном сравнительном примере отношение содержания двухвалентных катионов во вводимой воде к содержанию двухвалентных катионов в реликтовой воде составило 6,75, что, таким образом, привело к традиционным закономерностям при затоплении водой (увеличение обводненности со временем).

Пример 3

Осуществляли эксперимент с затоплением моделирующей породы, в котором произведенную воду и насыщенную газом светлую тяжелую нефть с Аляски вводили в виде отдельных фаз в устройство, моделирующее породу. Ключевые компоненты оборудования для моделирования породы включали соосный трубчатый смеситель, набитую песком трубу из нержавеющей стали диаметром 1 дюйм и длиной 1 фут и производственную установку.

Моделирующую породу набивали песком, имеющим проницаемость, близкую проницаемости породы, из которой получают алясксинскую насыщенную газом светлую тяжелую нефть. Вначале, моделирующую породу насытили произведенной нефтью (Sн=100%, причем Sн представляет собой насыщение нефтью). Затем осуществляли совместное введение произведенной воды и насыщенной газом нефти в моделирующую породу при объемном отношении 1:1 при скорости впрыска нефти 0,4 мл/мин и скорости впрыска воды 0,4 мл/мин. Сначала из моделирующей породы в производственной установке получали чистую нефть. Затем из моделирующей породы стала получаться эмульсия вода-в-нефти. Как было обнаружено, эмульсия медленно разрушалась примерно через час. Соответственно, после начального промежутка времени, составляющего примерно 13 минут, в течение которого несвязанная вода отсутствовала, со временем было отмечено увеличение объемов несвязанной воды.

На фиг.4 приведен график, на котором отложены общий объем полученной текучей среды в зависимости от времени, объем полученной эмульсии в зависимости от времени, объем полученной несвязанной воды в зависимости от времени и процентное содержание несвязанной воды в зависимости от времени.

Claims

1. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, и б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 25°, и содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, указанный способ включает следующие стадии:
А) впрыскивание вводимой воды в породу, причем вводимая вода содержит суспендированные нерастворенные твердые вещества, общее содержание растворенных твердых веществ (ОСРТ) в ней составляет 30000 ч./млн. или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9; и
Б) осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии, включающей неоднородную водную фазу и однородную нефтяную фазу (далее такая эмульсия будет называться «эмульсией вода-в-нефти»), причем общее количество нерастворенных твердых веществ, суспендированных во вводимой воде, и нерастворимых твердых веществ, суспендированных в сырой нефти, является достаточным для того, чтобы содержание нерастворенных суспендированных твердых веществ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м³), причем нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, по меньшей мере, 0,05 кг/м³, и средний размер частиц нерастворенных твердых веществ составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее; причем сырая нефть, находящаяся в порах породы, содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м³) суспендированных в ней нерастворенных твердых веществ, средний размер частиц нерастворенных твердых частиц составляет 10 мкм или менее, предпочтительно 2 мкм или менее, и дополнительно:
а) общее кислотное число (ОКЧ) нефти составляет, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, предпочтительно от 0,5 до 4 мг КОН/г, и
б) содержание асфальтенов в нефти составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, предпочтительно от 1 до 20 мас.%, а содержание смол в нефти составляет от 5 до 30 мас.%.

2. Способ по п.1, в котором вводимая вода содержит менее 0,1 мас.% добавленной щелочи и менее 0,01 мас.% добавленного поверхностно-активного вещества.

3. Способ по п.1, в котором общее содержание твердых растворенных веществ (ОСРТ) во вводимой воде составляет от 200 до 10000 ч./млн., предпочтительно от 500 до 8000 ч./млн., конкретно от 1000 до 5000 ч./млн.

4. Способ по п.1, в котором средний размер устьев пор породы составляет, по меньшей мере, 10 мкм, предпочтительно, по меньшей мере, 20 мкм.

5. Способ по п.1, в котором сырая нефть, содержащаяся внутри пор породы, предпочтительно, имеет общее кислотное число (ОКЧ), составляющее от 0,5 до 4 мг КОН/г.

6. Способ по п.1, в котором нефть, содержащаяся внутри пор породы, имеет вязкость в условиях резервуара, составляющую от 10 до 1000 сП.

7. Способ по п.1, в котором отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,6, предпочтительно менее 0,5.

8. Способ по п.1, в котором пластовый резервуар включает, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в который внедрены, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна разработочная скважина, указанный способ включает следующие стадии:
А) впрыскивание вводимой воды в породу, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, причем нерастворенные твердые вещества суспендированы во вводимой воде в количестве, по меньшей мере, 0,05 мас.%; и
Б) получение эмульсии, включающей суспендированные нерастворенные твердые вещества в количестве, составляющем, по меньшей мере, 0,05% в расчете на массу эмульсии (0,5 кг/м³), по меньшей мере, из одной разработочной скважины.

9. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором а) в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая нефть и реликтовая вода, б) сырая нефть, находящаяся в пласте, имеет плотность в единицах Американского нефтяного института (АНИ), составляющую менее 25°, содержит суспендированные частицы твердых веществ со средним диаметром, составляющим менее 2 мкм, в количестве, по меньшей мере, 0,01 мас.% (0,1 кг/м³), в) общее кислотное число (ОКЧ) нефти составляет, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, предпочтительно от 0,5 до 4 мг КОН/г, г) содержание асфальтенов в нефти составляет, по меньшей мере, 1 мас.%, предпочтительно от 1 до 20 мас.%, а содержание смол в нефти составляет от 5 до 30 мас.%, и д) вводимую воду впрыскивают в породу с целью получения эмульсии вода-в-нефти с сырой нефтью, находящейся в порах породы, причем вводимую воду выбирают следующим образом:
А) путем определения содержания многовалентных катионов в реликтовой воде, и
Б) путем выбора вводимой воды, которая (I) содержит растворенные твердые вещества в количестве менее 30000 ч./млн., (II) имеет общее содержание многовалентных катионов такое, что отношение общего содержания многовалентных катионов во вводимой воде к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде составляет менее 0,9, и (III) содержит, по меньшей мере, 0,05% по массе (0,5 кг/м³) частиц твердых веществ, средний диаметр которых составляет менее 2 мкм, суспендированных в указанной воде.