СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяных пластов, преимущественно на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательную закачку в пласт растворов полимеров класса полиакриламидов, щелочи и соли двух- или трехвалентных металлов (см. патент РФ 2103491, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1998).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера под действием солей пластовых и закачиваемых вод, снижения вязкости из-за адсорбции полимера на поверхности пор.

Известен способ обработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт водного раствора анионного полимера, неорганической или органической кислоты, растворимой в воде, для доведения рН среды от 0,5 до 2,5, жидкого стекла и соли поливалентного металла (см. патент РФ 2112873, МКИ Е 21 В 43/22, публ.1998).

Этот способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера в минерализованных водах и недостаточной вязкости образуемой в пласте системы из-за потери сшивающего агента на породе пласта. Также при использовании в качестве сшивающего агента солей Сr⁺³ нарушается экологическая обстановка в нефтедобывающем регионе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой с последующим проведением технологической выдержки (см. патент РФ 2157451, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999).

Известный способ недостаточно эффективен вследствие низкой вязкости образующейся в пласте системы и возможности прорыва воды в высокопроницаемом пропластке при высоких давлениях закачки.

В основу настоящего изобретения положена задача создать эффективный способ разработки нефтяной продукции, позволяющий повысить нефтеотдачу и снизить обводненность добываемой продукции за счет эффективного блокирования высокопроницаемых зон пласта, увеличения охвата залежи воздействием и улучшения отмыва нефти с порового пространства при наличии в залежи вод различной минерализации.

Поставленная задача решается путем создания способа разработки нефтяной залежи, включающего закачку в пласт водного раствора силиката натрия и суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, дополнительно закачивают водный раствор эфира целлюлозы, а в качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор поверхностно-активного вещества.

Преимущественно закачку водных растворов эфира целлюлозы и силиката натрия, суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проводят одновременно или последовательно.

Для применения технологии используют, например, в качестве эфира целлюлозы:
- оксиэтилцеллюлозу по ТУ 6-55-221-565-88;
- карбоксиметилцеллюлозу по ТУ 6-55-221-1453-96;
- сульфацелл - водорастворимая гидроксиэтилцеллюлоза марки 1 или 2 по ТУ 6-55-221-1473-97.

Силикат натрия, получаемый при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой, берут по ГОСТ 13078-81, соляная кислота - по ГОСТ 3118-77.

Цеолитсодержащая порода представляет собой осадочную породу с содержанием от 4 до 95% микропористых цеолитов, а также состоит из сопутствующих минералов, таких как полевой пшат, кварц, слюда, глина. Цеолит представляет собой алюмосиликаты, главным образом Са или Na (см. Временные методические рекомендации по проведению геологоразведочных работ и оценке качества цеолитсодержащих пород. - Казань: ВНИИГЕОЛНЕРУД, 1990).

Для приготовления суспензии цеолитсодержащую породу заливают раствором соляной кислоты и оставляют на 0,5-1,0 часа для реагирования. Соляную кислоту берут 0,5-3,0% концентрации.

При воздействии на цеолитсодержащую породу соляной кислотой происходит реакция с выделением в раствор солей, являющихся гелеобразователями.

После закачки в обводненный неоднородный пласт через нагнетательную скважину водного растворов эфира целлюлозы и силиката натрия, суспензии цеолитсодержащей породы, обработанной соляной кислотой, преимущественно проникающих в высокопроницаемые зоны пласта, происходит образование вязкой гелеобразной структурированной системы за счет нескольких факторов.

Во-первых, увеличивается вязкость раствора полимера в щелочной среде, во-вторых, происходит структурирование молекул полимера и силиката натрия ионами 3-валентных металлов, выделенных соляной кислотой из цеолитсодержащей породы и, в-третьих, адсорбции этой гелеобразной массы на частицах цеолита. Образованная вязкая структурированная система сохраняет свои свойства в пресных и минерализованных водах из-за устойчивости молекул эфира целлюлозы, свободно фильтруется в высокопроницаемые зоны пласта и не размывается потоком закачиваемых вод или раствора ПАВ.

Изменение фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах пласта приводит к увеличению охвата пласта воздействием закачиваемой воды или водного раствора ПАВ.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технологический результат, а именно увеличить нефтеотдачу за счет эффективной разработки нефтяной залежи.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промышленных условиях осуществляется следующим образом.

В обводненную нефтяную залежь через нагнетательную или добывающую скважины закачивают с помощью насосного агрегата водный раствор эфира целлюлозы 0,5-2,0% концентрации, водный раствор силиката натрия 1,0-5,0% концентрации и суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработывают соляной кислотой 2,0-8,0% концентрации. Объемное соотношение между водным раствором эфира целлюлозы и суспензии цеолитсодержащей породы составляет 1:1 соответственно.

Закачку реагентов проводят одновременно или последовательно циклически чередующимися оторочками. Проводят 2-6 циклов обработки, объем количеств закачанных реагентов зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта и составляет 0,1-0,3 ПО. Проводят технологическую выдержку не менее 3 суток. Время выдержки зависит от геолого-физических характеристик залежи. Далее закачивают вытесняющий агент - воду или водный раствор ПАВ.

При закачке реагентов через нагнетательную скважину образование вязкой структурированной системы происходит в высокопроницаемых зонах пласта, это приводит к повышению охвата нефтяной залежи воздействием, а при закачке через добывающую скважину образование системы происходит в промытых каналах залежи, что приводит к изоляции водопритока к скважине и снижению обводненности добываемой продукции.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по коэффициенту прироста нефтеотдачи.

Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух параллельных стеклянных трубок с общим входом, заполненных кварцевым песком, размер частиц кварцевого песка подбирают таким образом, чтобы смоделировать пласты с большой неоднородностью. Модель пласта насыщают водой различной минерализации и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью, определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из пласта проводят минерализованной водой практически до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка модели.

Пример 1 (заявляемый способ).

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, одновременно закачивают 1,0% водный раствор сульфацелла марки 1 с добавлением 1,0%-ного водного раствора силиката натрия, суспензию цеолитсодержащей породы 5,0%-ной концентрации, предварительно обработанной 3,0%-ным раствором соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,28 V_пop. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет по модели пласта в целом 25,5%, а при вытеснении водным раствором ПАВ - неонолом АФ₉-12 - 27,8% (см. табл., пример 1).

Пример 2.

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 2,0% водный раствор оксиэтилцеллюлозы, 5,0% водный раствор силиката натрия и 2,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 0,5%-ным раствором соляной кислоты, в виде 6 одинаковых циклов в количестве 0,27 V_пop. Проводят выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 30,5%, а при вытеснении нефти водным раствором ПАВ - нефтяным сульфонатом составляет 33,5% (см. табл., пример 2).

Пример 3.

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 270 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, 0,5%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы и 8,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0%-ным раствором соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,3 V_пop. Проводят технологическую выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 26,7%, а при вытеснении нефти водным раствором ПАВ-ОП-10 составляет 29,7% (см. табл., пример 3).

Пример 4.

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 3,0%-ным раствором соляной кислоты, 2,0%-ный водный раствор сульфацелла марки 2 и 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, в виде 2 одинаковых циклов в количестве 0,1 V_пop. Проводят технологическую выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 24,4%, а при вытеснении нефти водным раствором ПАВ - ОП-10 составляет 26,8% (см. табл., пример 4).

Пример 5 (известный способ).

В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ный водный раствор силиката натрия и 5,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0%-ным раствором соляной кислоты, в количестве 0,15 V_пop. Обработку проводят в 2 цикла. Проводят технологическую выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 23,6% (см. табл., пример 5).

Применение предлагаемого способа позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи в среднем на 3,2-29,6%, успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные, трещиноватые нефтяные залежи без нарушения экологической обстановки в нефтедобывающем районе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт водного раствора силиката натрия и суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, дополнительно закачивают водный раствор эфира целлюлозы, а в качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор поверхностно-активного вещества. Преимущественно закачку водных растворов эфира целлюлозы и силиката натрия, суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проводят одновременно или последовательно. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, отличающийся тем, что дополнительно закачивают водный раствор эфира целлюлозы, а в качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор поверхностно-активного вещества. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку водного раствора эфира целлюлозы, водного раствора силиката натрия и суспензии цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной соляной кислотой, проводят одновременно или последовательно.