РЕАГЕНТ ДЛЯ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ ПРИ ОБРАБОТКЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для изменения профилей приемистости нагнетательных скважин и/или для ограничения водопритоков нефтедобывающих скважин, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, сложенных как терригенными, так и карбонатными породами.

Известен реагент для заводнения нефтяного пласта, представляющий собой раствор щелочи (см. Горбунов А.Т. Бученков Л.И. Щелочное заводнение. М. Недра, 1989, с. 159). При использовании такого реагента в пласте происходит эмульгирование нефти и изменение смачиваемости породы, за счет чего частично снижается проницаемость водопроницаемых пропластков, а значит, в конечном итоге увеличивается охват пласта заводнением.

Недостатком указанного известного реагента является его недостаточная эффективность по снижению проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, что не позволяет в достаточной степени увеличить охват пласта заводнением.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является реагент для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин, представляющий собой продукт полимерного строения производное акриловой кислоты полиакриламид (ПАА) (см. Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М. Недра, 1991, с. 117).

Указанный реагент применяют в процессе заводнения нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт его 0,01-0,1%-ного раствора и воды.

Однако известный реагент ПАА не обеспечивает в достаточной степени снижение проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, особенно для карбонатных пород, т.к. недостаточно гидрофилизует поверхность породы пласта, что не позволяет в достаточной степени увеличить охват пласта заводнением, а значит, вовлечь в разработку дополнительные нефтенасыщенные зоны.

Этот недостаток известного реагента не позволяет при его использовании увеличить в достаточной степени нефтеизвлечение из пласта.

Задача изобретения повышение степени снижения проницаемости водопроницаемых пропластков по воде.

Это достигается тем, что в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин используют продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток.

Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, является водоэмульсионной синтетической пастой и выпускается Волгодонским химическим заводом по ТУ 38.302-30-51-92 под торговой маркой "Эмко". "Эмко" представляет собой пасту темно-коричневого цвета, имеющую щелочную реакцию (pН 2%-ного раствора составляет 9-10,5), и до настоящего времени предназначалась для использования в качестве смазки в процессах металлообработки в машиностроении, в процессах волочения и др. В нефтедобывающей промышленности применение указанной пасты "Эмко" неизвестно.

Цель изобретения достигается следующим образом.

При закачке предлагаемого реагента в призабойную зону пласта, например, нагнетательной скважины он вначале проникнет в высокопроницаемые обводненные зоны, ранее промытые водой. Адсорбируясь на поверхности пористой среды, реагент гидрофилизует ее, что приводит к снижению проницаемости этих высокопроницаемых зон для последующих закачиваемых в процессе заводнения объемов воды. Кроме того, взвешенные микрочастицы, содержащиеся в реагенте "Эмко", по-видимому, способствуют частичному закупориванию промытых зон продуктивного пласта, что также приводит к снижению их проницаемости.

Вместе с этим на снижение проницаемости водопроницаемых пропластков при закачке "Эмко" в скважину, по-видимому, оказывает влияние еще и процесс эмульгирования, происходящий при контакте "Эмко" с пластовой нефтью. Образующаяся при этом эмульсия также способствует снижению проницаемости пропластков по воде. В результате этого последующие закачиваемые объемы воды при заводнении вынуждены уже проникать в низкопроницаемые зоны, что приведет к дополнительному их введению в разработку, а значит, к увеличению охвата пласта заводнением и к увеличению нефтеизвлечения из пласта.

При обработке же призабойной зоны добывающей скважины растворами пасты "Эмко" также происходит снижение проницаемости пропластков по воде и за счет этого снижается обводненность добываемой нефти.

Предлагаемая в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин паста "Эмко" была испытана в лабораторных условиях.

Эффективность действия растворов "Эмко" по снижению водопроницаемости пропластков по воде оценивалась по нескольким параметрам.

Первый параметр фактор остаточного сопротивления, равный отношению водопроницаемости породы после и до фильтрации раствора реагента.

Второй параметр коэффициент вытеснения нефти водой и растворами "Эмко".

Третий параметр коэффициент смачиваемости (М) отражает процессы, происходящие при контакте растворов химреагентов с пористой средой. Изменение смачиваемости характеризуется отношением М₂/M₁, где M₁ и M₂ показатели смачиваемости в системах порода-дистиллированная вода-нефть и порода-раствор химреагента-нефть соответственно.

Первый показатель в основном характеризует способность "Эмко" при ее использовании в нагнетательных скважинах включать в процесс вытеснения нефти водой новые зоны пласта, неохваченные ранее заводнением.

Второй показатель оценивает, насколько изменяются нефтевытесняющие свойства закачиваемой в нагнетательную скважину воды после применения "Эмко".

Опыты по определению этих параметров проводились на реальных образцах горных пород (терригенных и карбонатных), а также с использованием реальных нефтей и пластовых вод.

Исследования проводили на керне, представленном карбонатными (проницаемость 0,1-0,3 мкм² и терригенными (проницаемость 0,15-0,4 мкм² продуктивными отложениями.

В опытах использовали модели нефтей, приготовленные путем разбавления поверхностных нефтей керосином до параметров, соответствующих нефти в пластовых условиях:
модель I (месторождение 1 карбонатные отложения): вязкость 45 мПа•с, плотность 912 кг/м³;
модель II (месторождение II терригенные отложения): вязкость 69 мПа•с, плотность 910 кг/м³.

Фактор остаточного сопротивления определяли на установке УИПК на единичных образцах с остаточной нефтенасыщенностью при фильтрации воды и растворов "Эмко" по следующей методике:
создавали остаточную нефтенасыщенность при прокачивании 2-5 объемов пор воды;
фильтровали 5 объемов пор воды с определением коэффициента проницаемости K1пр.в

Затем определяли фактор остаточного сопротивления, который равен

В табл.1 представлены результаты фильтрации через водонасыщенные образцы керна предлагаемого реагента "Эмко"и реагента по прототипу (ПАА).

Данные, приведенные в табл. 1, показывают, что предлагаемый реагент "Эмко" способен снижать в среднем проницаемость керна по воде на 59-80% в то время как известный реагент полиакриламид, лишь на 48-50% То есть при использовании этих реагентов в промысловых условиях, например при заводнении, охват пласта заводнением с использованием "Эмко" будет выше на 11-30% чем при использовании ПАА, а значит, и выше будет нефтеизвлечение. При добыче нефти обводненность добываемой продукции будет ниже при использовании для обработки призабойной зоны скважины пасты "Эмко".

Как при заводнении, так и при добыче нефти "Эмко" рекомендуется использовать в виде 1-5%-ного водного раствора.

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли коэффициент вытеснения нефти предлагаемым реагентом "Эмко" и известным реагентом полиакриламидом. Определение проводили стандартным методом лабораторного моделирования по ОСТ 39-195-86. Нефть. "Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях". М. изд. станд. 1986.

Результаты, полученные в ходе указанных испытаний, показали, что прирост коэффициента вытеснения нефти у предлагаемого реагента составляет 5-7% в то время как у прототипа лишь 1,5-2%
Затем в ходе лабораторных испытаний определяли коэффициент смачиваемости (М) по методике, описанной в книге Тульбовича Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М. Недра, 1979, с. 138-166. При этом определяли М₁ показатель смачиваемости в системе порода-дистиллированная вода-нефть, и М₂ показатель смачиваемости в системе порода-раствор "Эмко"-нефть.

Коэффициент смачиваемости определяли как отношение М₂/M₁ и по нему судили о степени гидрофилизации породы после обработки этой породы раствором "Эмко". Степень гидрофилизации тем выше, чем ближе этот коэффициент к единице или выше единицы.

Данные о влиянии раствора "Эмко" на смачиваемость известняков из нефтяной части пласта приведены в табл.2.

Данные, приведенные в табл.2, показывают, что растворы "Эмко" гидрофилизуют поверхность образцов породы.

На основании результатов проведенных испытаний можно сделать следующие выводы.

Предлагаемая в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин паста "Эмко" обеспечивает высокую степень снижения проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, в основе чего, в частности, лежит гидрофилизация поверхности пористой среды.

Предлагаемый реагент "Эмко" позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 5-7% по сравнению с вытеснением водой.

Технология использования предлагаемого реагента стандартная, как при заводнении, так и при добыче нефти. При заводнении она включает последовательную закачку в нагнетательную скважину воды, предлагаемого реагента и вновь воды. Возможна также закачка предлагаемого реагента и на первичной стадии разработки месторождения. При добыче нефти технология предусматривает закачку в добывающую скважину реагента "Эмко" и пуск скважины в эксплуатацию.

В настоящее время проводятся опытно-промысловые испытания растворов "Эмко" на нагнетательной скважине, пробуренной в продуктивных турнейских отложениях Березовского месторождения. Данные испытаний обобщаются. ТТТ1 ТТТ2

Применение продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащего не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, в качестве реагента для изменения направлений фильтрационных потоков при обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин. 2 табл.

Применение продукта на основе кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащего не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, в качестве реагента для изменения направлений фильтрационных потоков при обработке призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин.