Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта Российский патент 2021 года по МПК E21B43/22 E21B43/16 C09K8/584 

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием.

Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU №2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012. Бюл. №36), включающий закачку обратной эмульсии, при этом используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина.

Недостатком способа изоляции водопритока является низкая агрегативная устойчивость инвертной микроэмульсии, которая под действием пластового давления легко разрушается, изоляционная способность эмульсии снижается.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии (ИЭ) (патент RU №2660967, МПК Е21В 43/22, С09К 8/92, опубл. 11.07.2018. Бюл. №20), полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, при этом используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м³/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.

Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием зон пласта.

Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающим предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии.

Новым является то, что инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9), при приемистости скважины выше 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4), при этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ₉-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ₉-6.

В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ₉-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39% и бензолсодержащую фракцию - остальное (например, по патенту RU №2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017, Бюл. №9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 0,750 г/см³.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют водорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 (неонол АФ₉-12), или маслорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 (неонол АФ₉-6), выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98.

В качестве растворителя применяют различные углеводородные растворители, например, растворитель производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019 (РП - растворитель промышленный) или толуол по ГОСТ 14710-78.

В качестве минерализованной воды используют воду (сточную, пластовую) с минерализацией от 1 до 300 г/л.

Сущность изобретения.

В процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается снижение коэффициента вытеснения нефти и усугубляется проницаемостная неоднородность пласта с образованием обширных промытых зон с высокой проницаемостью.

Известно, что скорость течения концентрированных инвертных эмульсий в пористой среде со временем резко снижается даже при поддержании постоянного перепада давления, создается так называемый эффект динамического запирания. Благодаря тому, что вязкость закачиваемой эмульсии по предлагаемому способу нарастает постепенно, она способна проникнуть в гораздо большее поровое пространство, начиная от мелких пор. В результате происходит перераспределение последующих фильтрационных потоков и увеличивается охват пласта воздействием, что ведет к увеличению нефтеизвлечения.

Подавляющее число эксплуатационных объектов (нефтяных продуктивных пластов) являются неоднородными по проницаемости как по толщине (вертикали), так и по простиранию (площади), что обуславливает низкий охват заводнением из-за преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) в более проницаемых, уже промытых водой пропластках и участках залежи, что, в свою очередь, ведет к увеличению обводненности и уменьшению дебитов нефти.

Одним из эффективных направлений повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления и коэффициента вытеснения нефти этих зон за счет последовательной закачки двух взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек (увеличение охвата пласта воздействием и увеличение коэффициента вытеснения нефти), которые разделены буфером минерализованной воды.

Для повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта предварительно определяют допустимое давление закачки и приемистость нагнетательной скважины.

Первой, блокирующей высокопроницаемые зоны пласта оторочкой, является инвертная эмульсия (ИЭ) со ступенчатым увеличением водосодержания, которая, первоначально имея невысокую вязкость, фильтруется в высокопроницаемую обводненную часть пласта, и по мере увеличения водосодержания блокирует эту зону пласта.

После закачки первой оторочки инвертной эмульсии осуществляют ее продавку минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м³ в объеме 0,5 от объема первой оторочки (создают буфер) для предотвращения преждевременного смешения первой и второй оторочек.

Затем закачивают второю нефтевытесняющую (нефтеотмывающую) оторочку - углеводородный раствор НПАВ (неонол АФ₉-12 или неонол АФ₉-6) с концентрацией 4-6%, которая проникает в ранее неохваченные нефтенасыщенные зоны пласта и максимально эффективно отмывает капиллярно удерживаемую нефть и увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Введение в пласт оторочки НПАВ в углеводородном растворителе позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.

Рассчитывают необходимый объем закачки инвертной эмульсии. В зависимости от приемистости скважины меняется соотношение объемов закачиваемой инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии меньше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(2-2,9).

При приемистости нагнетательной скважины выше 250 м³/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии больше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(3-4).

При равномерном распределении инвертной эмульсии в пласте происходит более полный охват пласта. Закачиваемый следом углеводородный раствор НПАВ проникает в низкопроницаемые, не охваченные ранее воздействием, нефтенасыщенные пласты и активно вымывает из них нефть и повышается эффективность нефтевытеснения. Правильно подобранное соотношение объемов инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ в зависимости от приемистости скважины позволяет сократить непроизводительные расходы углеводородного раствора НПАВ из-за высокой подвижности его в высокопроницаемых пластах и предотвращает неконтролируемый уход раствора в водонасыщенные пласты. Благодаря вышеуказанным преимуществам способа происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти.

Изучение влияния данного способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта на фильтрационные и нефтевытесняющие параметры проводилось с использованием двухслойных разнопроницаемых трубчатых моделей пласта.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти из слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой (К'выт) и конечный после воздействия (К''выт) по данному способу. Прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт, равный разнице К''выт-К'выт, характеризует нефтевытесняющую эффективность способа для увеличения нефтеизвлечения из заводненных неоднородных по проницаемости пористых сред.

В таблице приведены результаты экспериментов на насыпных двухслойных моделях пласта: основные условия и результаты тестирования по изменению фильтрационной неоднородности двухслойных пористых сред и увеличению коэффициента вытеснения нефти по предлагаемому способу воздействия и по прототипу в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.

При применении углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4% эффективность отмывания нефти незначительно выше эффективности по прототипу (всего на 2,38%-3,3%), поэтому снижение концентрации НПАВ в углеводородном растворителе ниже 4% нецелесообразно. Увеличение концентрации НПАВ в растворителе выше 6% снижает экономическую эффективность способа.

Выбор углеводородного растворителя обусловлен его наличием и стоимостью, при этом использование любого из них позволяет достигать один и тот же положительный результат.

В результате применения дополнительной оторочки углеводородного раствора НПАВ (неонол АФ₉-12 или неонол АФ₉-6) с концентрацией 4-6% после закачки инвертной эмульсии и ее продавки прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт. составил от 20,78% до 39,19%. При осуществлении способа по прототипу прирост коэффициента вытеснения нефти равен 18,4%. Следовательно, предлагаемый способ приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с прототипом на 2,38%-20,79%, в зависимости от концентрации НПАВ в углеводородном растворе и приемистости скважины.

Результаты экспериментов на насыпных двухслойных неоднородных по проницаемости пористых средах, представленных в таблице, позволяют сделать вывод о высокой эффективности дополнительной оторочки в виде 4-6% раствора НПАВ в углеводородном растворителе после закачки инвертных эмульсионных систем в минерализованной воде и возможности их применения в промысловых условиях для увеличения нефтеизвлечения.

Примеры конкретного выполнения.

Для осуществления технологии на основе способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта в промысловых условиях требуются насосные агрегаты (НА) типа ЦА-320, автоцистерны (АЦ) и емкость для приготовления рабочего раствора.

Пример 1. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 230 м³/сут (ниже 250 м³/сут.) при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 110 г/л (плотность - 1070 кг/м3). Допустимое давление закачки - 13,5 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 3,8 т/сут. Рассчитали необходимый объем закачки (радиус воздействия) при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут.

Приготовили инвертную эмульсию объемом 200 м³ в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ. Исходя из указанной приемистости нагнетательной скважины закачали расчетное количество эмульгатора и минерализованной воды с начальным объемным соотношением 2:1, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления.

После закачки инвертной эмульсии закачали буферную оторочку из минерализованной воды в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, равную 100 м³.

Далее приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ₉-12 объемом 80 м³ с концентрацией 5% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ₉-12 и растворителя РП. Поскольку приемистость скважины ниже 250 м³/сут соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:2,5, т.е. объем углеводородного раствора НПАВ в 2,5 раза меньше объема инвертной эмульсии.

После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,37 т/сут, что составляет 15% прироста добычи нефти.

Пример 2. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 2 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 8 м, пористостью 22%. Приемистость скважины - 450 м³/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 170 г/л (плотность - 1120 кг/м³). Допустимое давление закачки - 15,0 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 4,0 т/сут.

Поскольку приемистость скважины выше 250 м³/сут, то начальное соотношение эмульгатора и воды берется 1:2, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления. Готовят инвертную эмульсию объемом 300 м³ в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ.

Затем полученную инвертную эмульсию закачали в скважину. После ее закачки в пласт для предотвращения преждевременного смешения инвертной эмульсии с углеводородным раствором НПАВ закачали минерализованную воду в объеме 150 м³, что составляет 0,5 от объема инвертной эмульсии.

Затем приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ₉-6 в объеме 85,715 м³ с концентрацией 6% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ₉-6 и растворителя толуол. Соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:3,5. После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,8 т/сут, что составляет 20% прироста добычи нефти.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта решает задачу повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием, зон пласта, а также позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.

Дополнительные примеры

Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием. Способ включает предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии. При этом инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6 мас.% в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9). При приемистости скважины выше 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6 мас.% в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4). При этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ 9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ 9-6. Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта. 2 пр., 1 табл.

Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии, отличающийся тем, что инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9), при приемистости скважины выше 250 м³/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4), при этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ 9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ 9-6.