СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных гидрофобными карбонатными коллекторами с естественной или техногенной трещиноватостью, высокой минерализацией пластовой воды (порядка 100-250 г/л) и пластовой температурой 50-90°C и может быть использовано при вытеснении трудноизвлекаемой нефти.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочки раствора смеси щелочи и ПАВ, а затем полимерного раствора с последующим переходом на обычное заводнение (кн. "Щелочное заводнение". А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков, М.: Недра, 1989, с. 48-49 - аналог). Недостатком данного способа является недостаточно эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела раствора с нефтью (порядка 10^-1 мН/м), взаимодействие щелочного агента с солями, содержащимися в пластовой воде, недостаточная вязкость смеси щелочи и ПАВ (соразмерна с вязкостью воды) для увеличения охвата пласта воздействием, что приводит к быстрому прорыву закачиваемой смеси в добывающую скважину, вследствие этого наблюдается низкий коэффициент нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, используемый при вытеснении малоактивной нефти, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом, остановку скважины на капиллярную пропитку, затем закачку раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину (патент РФ №2070282, кл. Е21В 43/22 от 10.12.1996 г. - прототип). Достоинством данного изобретения является повышение эффективности процесса вытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Недостатком данного способа является образование нерастворимого осадка при взаимодействии щелочи с катионами щелочно-земельных металлов, входящих в состав солей пластовой воды, высокая адсорбция ПАВ на породе пласта, что приводит к снижению концентрации ПАВ в растворе, и вследствие этого повышение межфазного натяжения на границе с нефтью и снижение коэффициента нефтеотдачи, остановка нагнетательной скважины на процесс капиллярной пропитки.

Задача изобретения - повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи из карбонатных пластов, а также увеличения охвата пласта воздействием как по площади, так и по вертикали.

Также в изобретении решается задача повышения эффективности нефтеизвлечения за счет применения композиции, включающей щелочной агент, неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и полимер, (щелочь-ПАВ-полимерная композиция), которая улучшает смачиваемость породы вытесняющей водой, что в итоге приводит к снижению гидрофобности поверхности коллектора и доизвлечению остаточной нефти. Поставленные задачи решаются тем, что в известном способе разработки пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и раствора полимера, согласно изобретению, в нагнетательную скважину предварительно закачивают оторочку низкоминерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой, объем оторочки рассчитывается по экспериментально обоснованной формуле и зависит от исходной минерализации воды в пласте, а затем нагнетают композицию, включающую неиногенные и анионные поверхностно-активные вещества, щелочной агент и полимер. Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности процесса вытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта, а также увеличения нефтеотдачи за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Сущность изобретения

В известных технических решениях при разработке нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами применение растворов на основе щелочи и ПАВ приводит к уменьшению проницаемости пласта за счет образования нерастворимых осадков с пластовой водой, прорыву закачиваемых составов и снижению коэффициента нефтеизвлечения вследствие потери ПАВ при адсорбции на поверхности породы пласта.

В предлагаемом способе разработки достигается предотвращение этих недостатков.

Повышение эффективности нефтеизвлечения достигается за счет применения оторочки слабоминерализованной воды, а также композиции, включающей щелочь, неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества и полимер, которая снижает гидрофобность поверхности коллектора, что в итоге приводит к улучшению смачиваемости породы вытесняющей водой, увеличивает охват пласта заводнением и замедляет прорыв закачиваемой воды к добывающей скважине за счет сохранения низкого межфазного натяжения на границе с нефтью и высокой вязкости вытесняющего агента.

Выбор химических реагентов обусловлен специфическими свойствами отдельных составляющих композиции. Полимерные растворы обладают свойством снижать фазовую проницаемость для воды и сохранять ее для нефти. Водный раствор полимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, причем, чем выше проницаемость, тем больше поступает в него полимера, и тем значительнее повышается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых слоев. Применение растворов щелочей приводит практически к синергическому эффекту - при взаимодействии щелочи с кислотными компонентами нефти происходит снижение межфазного натяжения и эмульгирование нефти, кроме того, улучшается смачиваемость породы (гидрофилизация) и фильтрационные свойства полимера, резко уменьшается адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет повысить охват пласта воздействием метода. Добавление в композицию неионогенных ПАВ основано на возможности достижения низкого межфазного натяжения на границе водного раствора с нефтью, а анионные ПАВ позволяют получить устойчивые системы при высоких пластовых температурах, при этом повышается нефтеотдача пластов вследствие роста охвата воздействием и более интенсивной выработки низкопроницаемых пропластков.

Сущность изобретения заключается в том, что в нефтяной пласт через нагнетательную скважину сначала закачивают оторочку низкоминерализованной воды, объем оторочки зависит от исходной минерализации воды в пласте и рассчитывается по формуле (1):

где:

V_отор - объем буфера (оторочки), м³;

V_пор - поровый объем участка, м³;

С_пл - минерализация пластовой воды, г/л;

С_отор - минерализация воды оторочки, г/л,

С_пл>С_отор,

a, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяются на основании лабораторных исследований,

при этом выполняются условия:

0≤С_отор<0.5(С_пл-1),

1≤d<С_пл-2С_отор,

затем оторочку щелочь-ПАВ-полимерной композиции с предварительно определенной оптимальной концентрацией компонентов в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема, далее переход на обычное заводнение.

Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка низкопроницаемых гидрофобных карбонатных коллекторов с естественной или техногенной трещиноватостью, включающая закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и раствора полимера (щелочь-ПАВ-полимерной композиции).

2. Закачка оторочки низкоминерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой.

3. Объем оторочки расчетный зависит от исходной минерализации воды в пласте и рассчитывается по формуле:

где:

V_отор - объем буфера (оторочки), м³;

V_пop - поровый объем участка, м³;

С_пл - минерализация пластовой воды, г/л;

С_отор - минерализация воды оторочки, г/л;

С_пл>С_отор,

a, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяются на основании лабораторных исследований,

при этом выполняются условия:

0≤С_отор<0.5(С_пл-1),

1≤d<С_пл-2С_отор,

4. Последующее нагнетание композиции, включающей неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества, щелочной агент и полимер с предварительно определенной оптимальной концентрацией компонентов в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем закачивание оторочки полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема, далее переход на обычное заводнение.

5. Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Признак 1 является общим с прототипом существенным признаком, а признаки 2-5 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения поясняется таблицами 1 и 2, где:

Табл. 1 - Результаты фильтрационного эксперимента на составной керновой модели.

Табл. 2 - Сравнение физико-химических и фильтрационных свойств композиции, включающей щелочь-ПАВ-полимер.

Способ осуществляется следующим образом.

Предварительно в лаборатории экспериментально определяется оптимальная концентрация компонентов щелочь-ПАВ-полимерной композиции применительно к геолого-физическим условиям конкретного месторождения (температура, давление, минерализация пластовой и подтоварной воды). Для этого в лабораторных условиях исследуется фазовое поведение щелочь-ПАВ-полимерной композиции при смешении с нефтью, термоустойчивость при пластовой температуре, изменение межфазного натяжения на границе нефть - композиция от концентрации химреагентов, определяется адсорбция ПАВ и полимеров на поверхности пористой среды. Композицию, включающую щелочной агент, анионное ПАВ (АПАВ), неионогенное ПАВ (НПАВ) и полимер, готовят на основе низкоминерализованной (0,5-8,0 г/л) подтоварной воды, имеющейся на конкретном месторождении.

Для приготовления композиции в качестве щелочного агента используется гидроксид натрия (ГОСТ 2263-81) или карбонат натрия (ГОСТ 5100-85), в качестве АПАВ - Сульфонол (ТУ 2481-014-50685486-2005), Сульфоэтоксилат (этоксилированный лаурилсульфат натрия, ТУ 2481-010-71150986-2010) и др., в качестве НПАВ - водомаслорастворимые оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 (Неонол АФ₉ 4-12) и др., в качестве полимера - полиакриламиды марок FLOPAAM FP-107, FLOPAAM AN-125, PDA-1004, DP9-8177 и др.

Состав композиции, % мас.:

Анионные ПАВ - 0,5-1,5

Неионогенные ПАВ - 0,5-2,5

Щелочной агент - 0,5-2,5

Полимер - 0,01-0,1

Низкоминерализованная подтоварная вода - остальное.

После лабораторных исследований по выбору оптимальной щелочь-ПАВ-полимерной композиции на специальной фильтрационной установке фирмы «Core Laboratories», которая предназначена для изучения на насыпных моделях пласта и образцах кернов нефтевытесняющих и фильтрационных характеристик различных флюидов в условиях, близких к пластовым, проводятся эксперименты по вытеснению нефти композицией на составных моделях керна конкретного месторождения с целью определения коэффициента вытеснения нефти и оптимального технологического режима закачки композиции. Эксперименты проводятся в соответствии с основными положениями ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Испытания были проведены на составной модели керна длиной 6,82 см, диаметром 2,95 см, абсолютная проницаемость по воде составляла 0,027 мкм², пористость 16,4%. Модель пласта насыщали пластовой нефтью конкретного месторождения, вязкостью 6,6 мПа*с. В проводимом эксперименте моделировалась связанная вода, для этого модель керна вакуумировали, а затем насыщали пластовой водой. Насыщение модели нефтью велось до прорыва нефти и прокачки одного порового объема жидкости, по вытесненному количеству пластовой воды определяли начальные водо- и нефтенасыщенности.

Далее приводятся уточняющие характеристики условий проведения фильтрационного эксперимента:

Модель керн Проницаемость, мкм² 0,31 Пористость, % 16,4 Минерализация пластовой воды, г/л 180 Температура, °C 70

Последовательность проведения фильтрационного эксперимента по оценке нефтевытесняющей способности композиций была следующей:

1. Закачка оторочки воды с минерализацией 6,8 г/дм³ при линейной скорости не более 0,5 м/сут. Объем оторочки рассчитывали по формуле:

где: V_пор - поровый объем, составляет 7,7 см³;

С_пл - минерализация пластовой воды, составляет 180 г/л;

С_отор - минерализация воды оторочки, составляет 6,8 г/л,

a=0,1; b=1; d=1.

Таким образом, V_отор=2,39 см³, что составляет 0,31 V_пор.

2. Закачка 0,3 поровых объема щелочь-ПАВ-полимерной композиции при линейной скорости не более 0,5 м/сут.

3. Закачка 0,5 поровых объемов полимерного раствора с концентрацией 0,05% при линейной скорости не более 0,5 м/сут.

4. Закачка модели пластовой воды с минерализацией 180 г/л при линейной скорости не более 0,5 м/сут. Нагнетание вытесняющего агента проводилось непрерывно до полного обводнения выходящей продукции, но не менее 2 поровых объемов.

Результаты фильтрационного эксперимента представлены в таблице 1. Из представленных данных видно, что коэффициент вытеснения нефти водой после прокачки пластовой воды в объеме 10 поровых объема составил 0,3 д.ед., при этом обводнение выходящей продукции началось при объеме прокачки 0,5 поровых объема.

Далее было прокачано 0,31 поровых объема воды с минерализацией 6,8 г/л, 0,3 поровых объема нефтевытесняющей композиции и 0,5 поровых объема раствора полимера, что позволило при дальнейшей прокачке воды извлечь 20% остаточной нефти, увеличив тем самым коэффициент вытеснения на 13%. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,43 д.ед.

Остаточный фактор сопротивления при фильтрации воды после закачки композиции и полимера - 1,6 д.ед., что свидетельствует о более равномерном продвижении фронта закачиваемой воды и выравнивании зональной неоднородности.

Из приведенной таблицы 2 видно, что:

1. Закачка оторочки низкоминерализованной воды предотвращает образование нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой.

2. Осуществляется использование в композиции щелочи и смеси неионогенных и анионных ПАВ для уменьшения адсорбции на поверхности породы пласта, и таким образом сохранение рабочей концентрации ПАВ в составе.

3. Использование в композиции смеси неионогенных и анионных ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью до сверхнизкого значения.

4. Достигается сохранение высокой исходной вязкости закачиваемой композиции.

5. Коэффициент довытеснения нефти значительно повышается.

6. При осуществлении способа нет необходимости выдержки на капиллярную пропитку, т.е. нагнетательная скважина не останавливается, что дает экономию.

Объем экономического эффекта зависит от прибыли, полученной от реализации дополнительно добытой нефти. Увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9% дает возможность дополнительно добыть 13,898 тыс т нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть. По способу предусматривают закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции в виде водного раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, щелочного агента и полимера. Предварительно закачивают в нагнетательную скважину оторочку низко минерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии упомянутой композиции с пластовой водой. Объем указанной оторочки рассчитывают в зависимости от исходной минерализации воды в пласте по аналитическому выражению, учитывающему объем оторочки, поровый объем участка пласта, минерализацию воды оторочки, конкретные геолого-физические условия месторождения. После этого закачивают упомянутую композицию, в которой в качестве ПАВ используют неионогенные и анионные ПАВ. Концентрацию компонентов в композиции принимают в количестве 0,1-0,6 поровых объема. Затем закачивают оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема. Далее переходят на обычное заводнение. При этом процесс закачки проводят без выдержки на пропитку. 2 табл.

Способ разработки залежей нефти, в частности пластов, сложенных гидрофобными карбонатными коллекторами с естественной или техногенной трещиноватостью, с высокой минерализацией пластовой воды, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции в виде водного раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, щелочного агента и полимера, отличающийся тем, что предварительно закачивают в нагнетательную скважину оторочку низко минерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии упомянутой композиции с пластовой водой, объем указанной оторочки рассчитывают в зависимости от исходной минерализации воды в пласте по формуле
,
где V_отор - объем оторочки - буфера, м³;
V_пор - поровый объем участка, м³;
С_пл - минерализация пластовой воды, г/л;
С_отор - минерализация воды оторочки, г/л;
а, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяемые на основании лабораторных исследований, при этом выполняют условия
0 ≤ С_отор <0,5(C_пл - 1);
1 ≤d < С_пл - 2С_отор ;
;
,
после этого закачивают упомянутую композицию, в которой в качестве ПАВ используют неионогенные и анионные ПАВ, а предварительно определенная оптимальная концентрация компонентов в композиции находится в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем закачивают оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема и, далее, переходят на обычное заводнение, при этом процесс закачки проводят без выдержки на пропитку.