СОСТАВ ИОННО-МОДИФИЦИРОВАННОЙ ВОДЫ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА Российский патент 2017 года по МПК C09K8/58 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.

Известно использование слабоминерализованной воды в карбонатных коллекторах. Модификация химического состава закачиваемой воды обеспечивала улучшение смачиваемости поверхности карбонатных пород. Представлены результаты экспериментов по самопроизвольной пропитке на образцах, отобранных из нефтеносных зон и обнажений различных карбонатных формаций. В экспериментах по самопроизвольному впитыванию повышение нефтеотдачи составляло от 4 до 20% от начальных запасов, что свидетельствует о многообразии реакций и сложности механизмов воздействия. Согласно проведенным исследованиям закачка слабоминерализованной воды в карбонатные пласты представляется перспективной для увеличения нефтеотдачи. [Low Salinity EOR in Carbonates / J. Romanuka [et al.] // 18 SPE IOR Symp. (14-18 Apr. 2012; Tulsa, Oklahoma). - 2012. - SPE 153869.]

Недостатком данной работы является отсутствие фундаментального физического или химического описания процессов и детального состава и свойств используемой воды и, как следствие, необходимость в дополнительных исследованиях для лучшего понимания механизмов.

Известны также составы с регулируемым солевым составом, применяемые при заводнении для увеличения нефтеотдачи из терригенных и карбонатных пластов, механизмы реакций в которых не одинаковы из-за различия в минеральном составе пород и характеристик пласта. Предполагается, что ионы в измененной воде изменяют поверхностный электрический потенциал карбонатов, делая его отрицательным, и таким образом усиливают отталкивание нефти (заряженной отрицательно). В результате изменяется смачиваемость породы, которая становится более гидрофильной. Авторы статьи провели исследование поверхностного потенциала нефти и частиц известняка при температуре 50°C. Изменение ионной силы возможно путем применения пластовой воды (содержание солей 230000 ppm), морской воды (54000 ppm), воды из неглубоких водоносных горизонтов (5000 ppm) и пресной воды. При рН 8 исследованы двухфазные (нефть в воде, частицы известняка в воде) и трехфазные (нефть и частицы известняка в воде) системы. Установлено, что наибольшее изменение поверхностного потенциала капелек нефти наблюдалось при воздействии 10%-ной разбавленной морской воды, морской воды, не содержащей двухзарядных ионов (Са²⁺ и Mg²⁺), и деионизированной воды в результате адсорбции ионов ОН^-1 на границе раздела нефть-вода. Растворы сульфата натрия (7120 ppm) также увеличивали абсолютное значение потенциала капелек нефти. Влияние ионной силы на потенциал более значительно для гидрофобных частиц известняка, чем для образцов с промежуточной смачиваемостью. [Alotaibi, М.В. Electrokinetics of Limestone Particles and Crude-Oil Droplets in Saline Solutions / M.B. Alotaibi, H.A. Nasr-El-Din // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2011, Oct. - Vol. 14, N5. - P. 604-611.]

Недостатком данной работы является применение только морской воды или ее модификаций и неполная изученность взаимодействия между закачиваемой водой, пластовой нефтью и частицами известняка, а также отсутствие точного ионного состава низкоминерализованной воды.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав для увеличения добычи нефти и конечной нефтеотдачи из карбонатных пластов с регулируемыми минерализацией закачиваемой воды и содержанием в ней ионов. Анализируя результаты исследований, авторы отмечают возможность значительного увеличения добычи нефти из карбонатов при закачке солевого раствора с оптимизированным ионным составом. Установлено также, что основным механизмом увеличения нефтеотдачи является изменение смачиваемости. В статье представлены результаты новых лабораторных исследований на кернах, отобранных из разных карбонатных пластов для изучения влияния ионного состава на нефтеотдачу в процессе закачки модифицированной воды. Приведены результаты первого промыслового эксперимента в карбонатном пласте, показавшего потенциальную возможность закачки «умной воды». Готовят «умную воду» (Smart Water) путем разбавления морской воды пресной водой, пропорционально меняя ее ионный состав. Существенное увеличение нефтеотдачи наблюдалось при разбавлении морской воды в 2 раза и в 10 раз. [Improved/Enhanced Oil Recovery from Carbonate Reservoirs by Tuning Injection Water Salinity and Ionic Content/ A.. Yousef, S. Al-Saleh, M. Al-Jawfi // 18 SPE IOR Symp. (14-18 Apr. 2012; Tulsa, Oklahoma). - 2012. - SPE 154076. - 18 p.]

Недостатком данной работы является применение исключительно морской воды и ее модификаций, пропорциональное изменение ионного состава (а не индивидуальное по каждому компоненту), а также отсутствие указания точного ионного состава нагнетаемого раствора.

Задача изобретения - повышение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью. Также в изобретении решается задача создания ионно-модифицированной воды с конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальное изменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге приводит к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентов вытеснения и охвата.

Поставленные задачи решаются за счет того, что состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта согласно изобретению включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующем соотношении компонентов:

Существенными признаками предлагаемого состава являются:

1. Ионная модификация состава.

2. Перечень компонентов.

3. Количественное соотношение компонентов.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-3 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения.

Заданный ионный компонентный состав получают путем растворения в пресной воде заданного количества следующих солей:

Воду предварительно очищают от механических примесей, биологически активных объектов, химически активных веществ. Соли предварительно измельчают специальной дробилкой до размера основной фазы не более 1 мм. После этого с помощью дозирующего устройства расчетное количество солей растворяют в воде путем перемешивания механической мешалкой. В таблице 1 приведены примеры предлагаемой ионно-модифицированной воды в заявленных интервалах компонентного состава.

Сущность изобретения поясняется также следующими фигурами и таблицей:

Таблица 2 - Результаты циклической фильтрации пластовых и ионно-модифицированных вод;

Фиг. 1 - Коэффициенты вытеснения нефти различными агентами (пластовая вода, ионно-модифицированная вода, ПАВ) при самопроизвольной капиллярной пропитке;

Фиг. 2 - Фазовые проницаемости при принудительном вытеснении пластовой водой и ионно-модифицированной водой (циклически);

Фиг. 3 - Изменение перепада давления для различных типов вод и их смесей (определение совместимости).

Осуществление изобретения.

Подбор состава под условия конкретного месторождения осуществляют путем проведения серии лабораторных исследований, осуществляемых в определенном порядке:

- На первом этапе определяют минералогический и элементный состав породы, компонентный ионный состав пластовой воды, компонентный состав нефти и содержание в ней активных веществ (кислот).

- Определяют смачиваемость породы, ее тип и источник (в случае гидрофобности).

- Определяют реакционную активность поверхности породы при закачке воды различного ионного состава с проведением контрольного определения с использованием дистиллированной воды.

- После этого определяют начальные капиллярные силы (до воздействия).

- Подбирают состав ионно-модифицированной воды, обеспечивающий максимальную реакционную способность с поверхностью породы.

- Определяют изменение капиллярных сил (после воздействия) и смачиваемости.

- Для проведения исследований используют керновый материал, нефть и пластовую воду конкретного месторождения. Керн подвергают экстракции агентами, не меняющими его смачиваемость с целью сохранения начального состояния. Затем образцы керна насыщают нефтью и выдерживают в нефти с целью гарантированного восстановления пластовых свойств в части смачиваемости.

- После этого определяют совместимость ионно-модифицированной и пластовой вод.

Оптимальный состав ионно-модифицированной воды проверяют в эксперименте по самопроизвольной капиллярной пропитке и в эксперименте по принудительному вытеснению нефти пластовой и ионно-модифицированной водой.

Определяют коэффициенты довытеснения нефти ионно-модифицированной водой при пропитке и вытеснении, время реакции, фазовые проницаемости при вытеснении, изменение проницаемости для различных вод (пластовой и ионно-модифицированной) и их смесей.

При этом образцы керна берут из различных частей залежи, чтобы оценить эффект для пород с различной смачиваемостью.

Пример

Берут 2 образца керна: преимущественно гидрофобный и со смешанной смачиваемостью. Образцы помещают на капиллярную пропитку в пластовую воду. Определяют для пластовой воды предельные коэффициенты вытеснения нефти (К_выт) после стабилизации значения К_выт. Затем пропитывающую образцы воду заменяют на ионно-модифицированную. После определенного времени выдержки, необходимого на протекание реакции, происходит вытеснение дополнительного объема нефти. Определяют предельные для ионно-модифицированной воды К_выт (после стабилизации значения), которые составляют 0,305 и 0,505 соответственно (прирост К_выт относительно пластовой воды 0,19 и 0,215 соответственно).

Для контроля полученных значений и определения максимального потенциала изменения смачиваемости образцы промывают ПАВом, в результате определяют предельный К_выт. Пример изображен на Фиг. 1. Согласно данному примеру максимально достижимые К_выт составляют 0,65 и 0,83 соответственно. Таким образом применение ионно-модифицированной воды позволяет достигнуть К_выт 0,305 из потенциально возможных 0,65 (~47% потенциала) для гидрофобного коллектора и К_выт 0,505 из потенциально возможных 0,83 (~61% потенциала) для коллектора со смешанной смачиваемостью.

Затем на образцах определяют фазовые проницаемости при циклической смене агента воздействия (пластовая вода/ионно-модифицированная вода). Пример приведен на Фиг. 2. Пример использованных в рамках эксперимента циклов приведен в Таблице 2. Из Фиг. 2 и Таблицы 2 видно, что фазовая проницаемость для ионно-модифицированной воды (точки 4 и 6) существенно меньше, чем для пластовой воды (точки 3, 5 и 7). Это означает, что ионно-модифицированная вода вступает в реакцию с породой (и пленкой нефти) и при ее движении вдоль поверхности возникает дополнительное сопротивление (за счет электрохимического взаимодействия), а также мобилизует ранее неподвижную нефть (за счет изменения смачиваемости и «отлипания» нефти от поверхности породы). Пластовая вода в реакцию не вступает, поэтому по ней фазовая проницаемость выше, чем по ионно-модифицированной воде. Появление дополнительного объема подвижной нефти при воздействии ионно-модифицированной водой приводит к падению фазовой проницаемости по воде и, соответственно, росту фазовой проницаемости по нефти. При этом значение фазовой проницаемости для первого цикла закачки ионно-модифицированной воды (точка 4) меньше, чем для второго цикла. Это связано с тем, что эффект на первом цикле больше (оказано воздействие на большую площадь поверхности и мобилизован больший объем нефти), чем на втором и последующих (предельно весь эффект может быть получен уже на первом цикле). Соответственно, чем больше разница между объемами мобилизированной нефти на разных этапах, тем больше разница между фазовыми проницаемостями по воде. Схожая ситуация наблюдается и для фазовых проницаемостей для пластовой воды (точки 3, 5 и 7). В общем случае фазовая проницаемость по воде будет увеличиваться с каждой последующей обработкой за счет того, что объем извлеченной в результате обработки нефти будет замещен водой (нефтенасыщенность уменьшается, водонасыщенность растет). Таким образом, увеличение фазовой проницаемости по пластовой воде при последовательных обработках означает извлечение дополнительного объема нефти.

В данном примере видно, что:

- ионно-модифицированная вода вступает в реакцию на обоих циклах обработки (точки 4 и 6),

- эффект от первой обработки ионно-модифицированной водой выше, чем от второй, что видно как по разнице фазовой проницаемости между точками 4 и 6, так и по тому, что фазовая проницаемость по пластовой воде до и после (точки 5 и 7) второго цикла обработки ионно-модифицированной водой (точка 6) различаются незначительно (в пределах погрешности), а значит, водонасыщенность (нефтенасыщенность) изменились незначительно. Это в свою очередь означает, что не был мобилизован значительный объем ранее неподвижной нефти, а значит, почти весь эффект с точки зрения увеличения К_выт был получен на первом цикле обработки.

Затем на составном образце керна определяют перепад давления (гидравлические сопротивления) при закачке различных вод и их смешивании. В случае существенной несовместимости пластовой и ионно-модифицированной вод (выпадение солей в твердый осадок) происходит существенное падение проницаемости и рост перепада давления.

При незначительных или кратковременных значительных изменениях воды можно считать принципиально совместимыми. Пример такого определения представлен на Фиг. 3. Составной экстрагированный образец керна (включающий все типы пустотного пространства - поровый, трещинный, каверновый, смешанный, встречаемые в коллекторе во всем диапазоне проницаемостей для максимальной представительности) насыщается пластовой водой. В образец (100% водонасыщенный, без нефти) начинают закачивать ионно-модифицированную воду. При этом замеряют перепад давления (величина, обратная проницаемости). Как видно из Фиг. 3. возникали кратковременные росты перепада давления (при закачке 0.1, 0.23, 0.7 порового объема) в связи с выпадением осадка. Однако этот осадок в дальнейшем растворялся и оказывал незначительное кратковременное влияние. Таким образом, делают вывод о принципиальной совместимости вод.

Таким образом, предлагаемый состав ионно-модифицированной воды может эффективно применяться для вытеснения нефти при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью и обладает следующими преимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяет получить значительное увеличение К_выт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью. Состав обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и увеличения охвата пласта воздействием при заводнении карбонатных залежей с гидрофобной или смешанной смачиваемостью. Сущность изобретения заключается в создании ионно-модифицированной воды с конкретным детальным ионным составом, который обеспечивает максимальное изменение смачиваемости породы в сторону гидрофилизации, что в итоге приводит к извлечению дополнительной нефти за счет прироста коэффициентов вытеснения и охвата. Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта согласно изобретению включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия. Предлагаемый состав ионно-модицированной воды обладает следующими преимуществами: прост и технологичен в изготовлении (незначительно отличается от ППД водой произвольного состава), существенно дешевле ПАВ, позволяет получить значительное увеличение К_выт и изменение смачиваемости. Таким образом, применение данного состава позволяет мобилизовать и вытеснить дополнительный объем нефти и увеличить КИН. 4 табл., 3 ил.

Состав ионно-модифицированной воды для повышения нефтеотдачи пласта, отличающийся тем, что он включает ионы гидрокарбоната, сульфата, хлора, кальция, магния, натрия, калия при следующем соотношении компонентов, мг/л:

Гидрокарбонаты (HCO₃^-) 110-130 Сульфаты (SO₄^2-) 9100-9300 Хлор (Cl^-) 4300-4500 Кальций (Ca²⁺) 450-550 Магний (Mg²⁺) 1050-1100 Натрий (Na⁺) 4500-5000 Калий (K⁺) 350-420