СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии, обеспечивая увеличение нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, при котором производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину водной дисперсии. В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера [1].

Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде водные растворы компонентов практически не перемешиваются и закачиваемые водные оторочки полимера и глины работают без образования ассоциатов, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача залежи остается невысокой.

При разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов для повышения нефтеотдачи закачивают через нагнетательные скважины рабочий агент и суспензию полимера. Отбирают нефть через добывающие скважины. Через период времени намечающегося уменьшения добычи нефти производят разрежение в районе нагнетательной скважины и подкачку суспензии с размером частиц от 0,001 до 1,0 мкм полимера, содержащего от 1 до 80% гель-фракции. При этом закачки изменяют ступенчато на 10-70% [2]. Недостатком данного способа является высокая стоимость материалов и работ, невысокая нефтеотдача.

Другой способ относится, в частности, к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока к добывающим скважинам. Этот способ разработки нефтяной залежи включает закачку в пласт водного раствора силиката натрия и структурообразующего реагента цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами, и дополнительно проводят выдержку. Причем закачку указанных раствора силиката натрия и цеолитсодержащей породы осуществляют одновременно или последовательно. Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяной залежи и ее нефтеотдачи [3].

Известен способ регулирования проницаемости неоднородного пласта путем последовательной закачки в пласт через добывающую скважину оторочки нефти, гелеобразующего раствора, содержащего алюмосиликаты, соляную кислоту и воду; после гелеобразующего раствора закачивают оторочку растворителя [4]. Технический результат - увеличение выработки запасов заводненных нефтяных пластов с зональной неоднородностью проницаемости за счет более полного охвата вытеснением нефти из застойных слабодренируемых зон залежи путем закачки в добывающие скважины высокоэффективных составов химреагентов с селективным воздействием. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов путем закупорки обводненного коллектора высокоэффективным составом химреагентов.

В связи с истощением многих нефтяных месторождений и необходимостью их реабилитации резко растет интерес к нанотехнологиям, позволяющим управлять сбалансированной разработкой нефтяных залежей и резко увеличивать коэффициент нефтеотдачи [5, 6].

Наиболее близким к предлагаемому изобретению аналогом является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт состава, содержащего глину и раствор солей металлов [7].

Недостатком этого способа, выбранного нами в качестве прототипа по большинству совпадающих признаков, является недоучет влияния на нефтеотдачу изменения пористости пласта под действием солей определенных химических элементов, например магния.

Нефть и газ содержатся в разнообразных природных резервуарах, в том числе в известняках и доломитах. Такие породы содержат 40% мировых запасов нефти. Доломитизация приводит к увеличению объема пор в плотных известняках за счет изменения размеров и топологии пустотного пространства. В Западной Сибири во многих палеозойских резервуарах залежи нефти обнаружены именно в доломитизированных известняках.

Задачей изобретения является существенное повышение эффективности регулирования проницаемости нефтяной залежи, позволяющее увеличить коэффициент извлечения нефти.

Для решения поставленной задачи предлагается инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать высокопродуктивные очаги на нефтяных месторождениях путем закачки в пласт магнийсодержащего флюида.

Техническая сущность изобретения заключается в том, что в известном способе повышения нефтеотдачи пластов, включающем закачку в пласты состава, содержащего глину и раствор соли металла, в качестве указанного состава используют малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния.

Введение состава, содержащего водный раствор сульфата магния, включающего наночастицы магния, обеспечивает индуцирование процессов метасоматической доломитизации пор с замещением в горной породе ионов кальция ионами магния.

Суть метасоматической доломитизации состоит в следующем:

радиус иона (катиона) кальция (Са²⁺) равняется 0,99 Å или 99 нм, а ион (катион) магния (Mg²⁺) составляет 0,66 Å или 66 нм. В процессе замещения кальция магнием образуется значительное пустотное пространство. Таким образом, наноразмерные метасоматические процессы в карбонатных породах способствуют образованию хороших высокодебитных коллекторов.

Метасоматоз - это реакция приспособления горной породы к изменению физико-химических условий ее состояния. Как правило, метасоматические процессы протекают в режиме реакций между твердой (горная порода) и жидкой или газообразной (флюид) фазами при постоянном сохранении горной породой твердого состояния. Они ведут к изменению химического состава породы путем замещения одних минералов другими под действием подвижного, химически активного тепломассоносителя в градиентном термодинамическом поле. Процессы эти по существу являются неравновесными.

Успешное использование предлагаемой нанотехнологии может оказать существенное влияние на длительность разработки месторождений и конечную нефтеотдачу.

При доломитизации увеличивается не только пористость, но и проницаемость. Например, в Канаде в известняковых коллекторах проницаемость равна 6·10^-3 мкм², а в доломитовых - 8·10^-3 мкм².

Доломиты бывают первичные-седиментационные и вторичные-эпигенетические. Вторичная доломитизация всегда сопровождается трещинообразованием, которое может обеспечить высокую проницаемость пород. Чем новее трещины, тем они шире и тем выше их проницаемость. Кристаллы в известняках обладают четко выраженной тенденцией ориентировать свои оси параллельно плоскостям напластования. В доломитах же кристаллы ориентированы совершенно беспорядочно.

Отличаясь от известняков значительно большим объемом межкристаллического порового пространства, доломиты обладают соответственно большей поверхностью взаимодействия минеральной части с циркулирующими в них флюидами.

Как правило, доломиты замещения образуют трещино-кавернозные коллекторы, которые характеризуются вновь образованной вторичной пористостью и кавернозностью (фиг.1 - керн доломитов замещения с кавернами; фиг.2 - шлиф (в проходящем свете).

В 2009 году на Малоичском месторождении в Новосибирской области (фиг.3. Малоичское месторождение. Новосибирская область (с учетом результатов 3-мерной сейсморазведки):

1 - изогипсы поверхности карбонатных палеозойских пород, м;

2 - субвертикальные зоны эрозионно-тектонических выступов;

3 - предполагаемые глубинные разломы;

4 - тектонические нарушения;

5 - очаги вторичной доломитизации;

6 - скважины, давшие приток нефти;

литофации 7 - органогенных рифов; 8 - передового шлейфа; 9 - зарифовой лагуны.

была пробурена скважина № 117, в которой из девонских доломитизированных известняков получен фонтанный приток нефти дебитом 280 т/сутки. На Малоичском месторождении четко обозначается очаговая доломитизация, что в конечном счете определяет продуктивность скважин. Очаги в западной и юго-западной части месторождения (СКВ.: 4, 9, 117, 6, 2) характеризуется активной вторичной доломитизацией по средне девонскому рифу. Участки с высокопродуктивными скважинами четко приурочены к фациально-тектонической зоне (фиг.2).

Интересно, что изменение коллекторских свойств карбонатных пород находит отражение в изменении изотопного состава углерода собственно карбонатных пород и особенно CO₂, что позволяет использовать их в качестве дополнительных критериев для прогнозной оценки коллекторов. На основе детальных изотопных исследований установлено, что в Западной Сибири основным источником CO₂ являются карбонатные породы палеозоя, хотя некоторые исследователи считают его глубинным.

Изучение вещественного состава и коллекторских свойств карбонатных пород палеозоя Малоичской площади позволило выделить в ее пределах отдельные зоны, каждой из которых присущ определенный изотопный состав углерода СО₂ и карбонатов. Выделенные зоны различаются по значениям δ¹³С карбонатных пород, которые в одной зоне составляют 0,5-0,8%, а в другой 1,3-3,7%. Эти различия по изотопному составу углерода карбонатных пород в разных зонах рассматриваемой площади отражают степень их постседиментационной преобразованности.

Эти процессы могут происходить в результате миграции СО₂ в составе гидротермальных растворов. Как видно, наибольшее значение в рассматриваемых процессах имеет вторичная доломитизация. По существу это метасоматоз, который происходит путем замещения иона кальция ионом магния.

Есть ряд условий, способствующих активным метасоматическим процессам. Особенно важной является подпитка СО₂. Это природное явление распространено достаточно широко.

Известно, что в осадочных и магматических комплексах наблюдается широкое развитие метасоматических процессов, в той или иной мере преобразующих первичные породы и оказывающих существенное влияние на их минеральную специализацию.

Встает вопрос - можно ли инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать или поддерживать высокопродуктивные очаги на месторождении. Фактически, это позволит управлять процессом разработки месторождений и увеличить коэффициент нефтеотдачи. Для этого требуется установить карбонатность перспективных горизонтов, определить состав карбонатного материала и пластовой воды, после чего реализовать технологию закачки в пласт магнийсодержащего флюида, т.е. магния в размере наночастиц. В частности, метасоматическая доломитизация может эффективно стимулироваться путем закачки в пласт водного раствора сульфата магния MgSO₄. В результате происходит увеличение удельной поверхности пустотного пространства, изменяются различные термодинамические градиенты и пластовая система (хотя бы в пределах определенного очага), стимулируется к активизации многих процессов (образование трещиноватости, переток флюидной массы из блочной матрицы в трещины и даже новообразование углеводородных масс). В значительной степени активизируются перколяционные процессы, возрастают дебиты, продуктивность скважин и нефтеотдача. В отдельных случаях процесс принудительной и ускоренной доломитизации (метасоматоза) можно сопровождать волновым и тепловым воздействием. Безусловно, эти технологические операции относятся к категории щадящих, в сущности, мы ускоряем или регулируем естественные природные процессы.

Отработка этой технологии в пределах натурного полигона на Малоичском нефтяном месторождении, где установлена промышленная нефтеносность в доломитизированных известняках среднего девона за счет субстрата карбонатных рифогенных массивов, открывает путь к интенсивному к интенсивному освоению палеозоя Западной Сибири и древних карбонатных массивов Восточной Сибири. Одновременно, она может быть использована и для терригенных пород с большим содержанием карбонатного цемента в породах. Повышенная карбонатность и высокое содержание СО₂ отмечается часто в юрских и меловых породах Западной Сибири. Доломитизации часто подвергаются микрозернистый и пелитоморфный кальцитовый цемент, раковины фораминифер, водорослевые остатки и различный органогенный детрит. В метасоматических доломитах часто образуются поры размером 0,2-0,8 мм и каверны размером более 1 мм. Малоглинистые растворы могут быть использованы различных составов с содержанием глины от 1 до 12 мас.%, количество растворенного сульфата магния также назначается в зависимости от вещественного состава и коллекторских свойств карбонатных пород обрабатываемых пластов.

Пример 1.

В табл.1 показаны фактические данные обработки призабойной зоны пластов малоглинистыми растворами с добавками сульфата магния в ОАО «Сургутнефтегаз».

Таблица 1 Предприятие: НГДУ "БЫСТРИНСКНЕФТЬ"
Месторождение: 206 Быстринское Номер скважины 5 1 Доп.добыча нефти, т Прирост дебита нефти, т/с Дебит нефти (приемистость), т/с До ГТМ После 3141 БС18-20 19 0,1 1,6 3,1 4016 БС16-17 6203 20,3 183,6 322,4 6179 АС7 94 0,4 1,3 2,2 1406 ЮС2 2400 6,8 2,5 3,4 254 БС2 2898 8,7 309,7 233,8 337 БС2 1863 5,1 201,9 294,2 741 БС18-20 18 0,1 5,7 6,7 1224 АС8 322 2,7 57,8 123,5 2021 ЮС2 19 0,1 3,5 4,8 2220 ЮС2 70 0,6 0,6 0,9 2229 ЮС2 1959 6,4 1,5 8,4 2230 ЮС2 5 0 2,9 2,7 2238 ЮС2 473 1,9 93,9 125,1 2262 ЮС2 5075 42,3 19,4 35,4 2277 БС16-17 168 1,7 1,1 2,3 2308 ЮС2 48 0.8 38,1 72 3007 БС18-20 465 6,9 167,5 203,9 3026 БС18-20 307 2 201,6 218,1 3049 БС18-20 4 0 447,1 338,4 3073 БС18-20 1592 10,5 31,9 36,1 3115 БС16-17 325 3,6 0,3 3,4 3129 БС 18-20 2978 18 186,6 200,5

Рецептура малоглинистого раствора:

1. ПБМА - бентонитовый глинопорошок - 10%

2. КМЦ-600 - карбоксиметилцеллюлоза - 10%

3. Гипан-гидролизованный полиакрилонитрил - 5%

4. УЩР - углещелочной реагент - 8%

5. Вода - остальное (68%)

К указанному малоглинистому раствору добавляли 10%-ный водный раствор сульфата магния. В зависимости от степени доломитизации продуктивного пласта получены следующие результаты по предлагаемому способу:

1) коэффициент доломитизации 16,7%, объем раствора сульфата магния 58%, пористость до - 18%, после - 33%, проницаемость - 0,16 и 0,31 мкм² соответственно;

2) коэффициент доломитизации 15,4%, объем раствора сульфата магния 50%, пористость до 12%, после 24%, проницаемость 0,14 и 0,22 мкм² соответственно.

Успешное использование предлагаемого способа регулирования проницаемости нефтяного пласта и соответствующей нанотехнологии существенно увеличивает длительность разработки месторождений и конечную нефтеотдачу.

Источники информации

1. Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. и др. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2136872, 10.09.1999.

2. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Яковлев С.А. и др. Способ разработки нефтяного пласта. Патент РФ № 2148155, 26.10.1999.

3. Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С., Бареев Н.А. и др. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 2157451, 12.08.1998.

4. Якименко Г.Х., Лукьянов Ю.В., Гафуров О.Г. и др. Способ регулирования проницаемости неоднородного пласта. Патент РФ № 2182654, 02.11.2000.

5. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фракталы и наноструктуры в нефтегазовой геологии и геофизике. Новосибирск: Академическое изд. «Гео», 2009. - 131 С.

6. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. О фрактальной структуре нефтегазовых месторождений. Доклады РАН, 1995, T.341, N1, C.110-112.

7. Лукьянов Ю.В., Абызбаев И.И., Рамазанова А.А. и др. - Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта. Патент РФ № 2249099, 27.03.2005 г. (прототип).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии, обеспечивая увеличение нефтеотдачи. Технический результат - повышение эффективности регулирования проницаемости нефтяной залежи, позволяющее увеличить коэффициент извлечения нефти. В способе повышения нефтеотдачи пластов, включающем закачку в пласты состава, содержащего глину и раствор соли металла, в качестве указанного состава используют малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния. 1 табл., 3 ил.

Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласты состава, содержащего глину и раствор соли металла, отличающийся тем, что в качестве указанного состава используют малоглинистый раствор с добавкой сульфата магния.