КОМПОЗИЦИЯ ПОЛИГАЛИТА И СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 2025 года по МПК C09K8/58 E21B43/22 

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к области повышения извлечения нефти из пласта (сокращенно EOR).

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Повышение извлечение нефти из пласта (сокращенно EOR), также называемое третичным извлечением, представляет собой извлечение сырой нефти из нефтяного месторождения, которая не может быть извлечена иным способом. EOR может обеспечивать извлечение 30-60% или большего количества пластовой нефти по сравнению с 20-40% при использовании первичного и вторичного извлечения. По данным Министерства энергетики США, углекислый газ и воду закачивают вместе с одной из трех технологий EOR: термическое закачивание, закачивание газа и закачивание химических реагентов. Добыча сырой нефти из пластов может включать до трех различных этапов: первичный, вторичный, третичный (EOR). Третичный этап может представлять собой извлечение сырой нефти с использованием химических веществ в рассоле для закачивания в нефтяной пласт.

Карбонатные пласты характеризуются как система, нейтральная к смачиванию нефтью. Для повышения нефтеотдачи важно модифицировать поверхность карбонатного пласта до гидрофильной.

Система повышения нефтеотдачи включает: нефть-воду-твердое вещество. Состав закачиваемого рассола имеет решающее значение для эффективности обеспечения смачиваемости карбонатной поверхности.

На карбонатные месторождения приходится примерно 50% мировых запасов углеводородов, из них более 60% нефтяных и 40% газовых месторождений. Несмотря на большие запасы, добыча нефти из таких пластов обычно составляет менее 30% от начальных геологических запасов нефти (OOIP), что обусловливает высокую привлекательность и ценность возможности повышения извлечения нефти (EOR) из карбонатных пластов.

Карбонатные пласты известны тем, что являются сложной средой для добычи нефти. Трудности, с которыми сталкиваются инженеры-промысловики и производственные инженеры, заключаются в низкой проницаемости матрицы в сочетании с естественными трещинами, а также в неблагоприятной смачиваемости, поскольку их смачиваемость обычно находится в диапазоне от нейтральной до липофильной, что ограничивает капиллярные силы и уменьшает возможность пропитки водой матриц горных пород во время закачивания воды. Все эти условия могут привести к образованию языков обводнения, раннему прорыву воды в добывающую скважину и низким показателям извлечения нефти. Смачиваемость в карбонатах сильно зависит от присутствия полярных органических компонентов (РОС) в сырой нефти, причем кислотные компоненты более важны, чем основные компоненты. Компоненты РОС количественно определяют по кислотному числу (AN) и основному числу (BN). Снижение смачиваемости водой наблюдалось, когда первоначально очень влажные карбонатные керны подвергали воздействию сырой нефти с увеличением кислотного числа (AN). Влияние AN на эффект смачиваемости карбонатов подтверждено другими исследователями. Также важно отметить, что рН рассола в карбонатах забуферен до слабощелочного состояния. Таким образом, частицы, обеспечивающие смачиваемость поверхностей горных пород, представляют собой диссоциированные карбоновые кислоты и непротонированные основания. Первоначальное смачивание карбонатного пласта устанавливается, когда отрицательно заряженные карбоксилаты адсорбируются на положительно заряженных поверхностях карбонатных пор. Это происходит во время миграции нефти в пласт. Пластовая температура может влиять на химический состав сырой нефти вследствие процессов декарбоксилирования, которые происходят при высоких температурах. Эти процессы снижают AN сырой нефти. Таким образом, более высокая смачиваемость водой, наблюдаемая в карбонатном пласте, может соотноситься с сырой нефтью с низким значением AN или высокотемпературными пластами.

Способ EOR на основе воды, который может способствовать изменению смачиваемости в сторону более смоченного водой состояния, очень важен в неоднородных пластах. Повышенные капиллярные силы будут способствовать самопроизвольному проникновению рассола из трещин в матрицу и мобилизации защемленной нефти. Задержка прорыва воды за счет использования неоднородности пласта очень важна для увеличения добычи нефти из карбонатных пластов. В соответствии с некоторыми вариантами реализации, Smart Water представляет собой способ, который отвечает всем этим требованиям, и для его подготовки необходимо лишь изменение ионного состава закачиваемой воды.

Хорошо известный эффект EOR Smart Water наблюдался в естественных трещиноватых месторождениях в меловых породах в Северном море при закачивании морской воды. Изменение смачиваемости инициируется определенными ионами, присутствующими в морской воде, ионами кальция (Са²⁺), магния (Mg²⁺) и сульфат-ионами (SO₄^2-). Изменение смачиваемости инициируется определенными ионами, присутствующими в морской воде, ионами кальция, магния и сульфат-ионами. Было установлено, что катализатором этого процесса является сульфат-ион, присутствующий в морской воде, и кальций, по-видимому, также является важным ионом, который способен коадсорбироваться на поверхности мела, облегчая процесс изменения смачиваемости. Ионы магния, по-видимому, имеют значение при высоких температурах, когда они могут обмениваться с ионами кальция с поверхности мела, благодаря чему больше ионов кальция в объеме жидкости становятся доступными для последующего положительного воздействия на эффект EOR.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

На Фиг. 1 показаны изображения СЭМ образца полигалита при различных увеличениях: (а) 200Х, (b) 1000Х, (с) 5000Х, (d) 10000Х, в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 2 показаны спектрограммы ЭДР 4 образцов в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.

Фиг. 3 представляет собой фотографию растворов полигалита в дистиллированной воде и морской воде в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 4 показаны изображения СЭМ остатков при 1000Х, (а) остатка дистиллированной воды (DW), (b) остатка морской воды (SW), в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 5 показаны графики, демонстрирующие хроматографическое разделение между сульфатом и литием на обнаженном меловом керне мыса Стевнс-Клинт, (а) выполненное при 25°С, и (b) выполненное при 90°С, в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 6 представлен график, иллюстрирующий эксперименты по самопроизвольной пропитке мела, (а) график, демонстрирующий испытания при 100°С, отражающие эффект EOR на меловых кернах мыса Стевнс-Клинт при увеличении концентрации сульфата. (b): график, демонстрирующий эффект EOR при 70°С на меловых кернах при увеличении концентрации кальция, в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 7 представлен график, иллюстрирующий эксперименты по самопроизвольной пропитке мела, эффект EOR при 90°С на меловых кернах с использованием VB (пластовая вода), SW и двух модифицированных рассолов на основе SW; SW0NaCl и SW0NaCl-4SO₄, в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 8 представлено схематическое изображение механизма Smart Water в карбонатах. Активными ионами являются SO₄^2- и Са²⁺. При высокой температуре Mg²⁺становится более реакционноспособным, влияя на концентрацию Са²⁺в растворе.

На Фиг. 9 представлен график, иллюстрирующий самопроизвольную пропитку меловых кернов с использованием SW при изменении концентраций SO₄^2-, Са²⁺и Mg²⁺ и температур.

На Фиг. 10 представлено схематическое изображение процесса нанофильтрации с морской водой (SW) в качестве основного сырья в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

Фиг. 11 представляет собой график, демонстрирующий устранение ионов при различных давлениях с использованием мембран нано-SW, в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 12 представлен график, иллюстрирующий распределение пор по размеру для (а) мела SK при измерении методом ртутной порометрии (MICP), в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения. Фиг. 13 представляет собой фотографию СЭМ неочищенного обнаженного мелового керна Stevens Klint при увеличении 10000х.

Фиг. 14 представляет собой фотографии СЭМ образца полигалита при (а) увеличении 5000Х, (b) увеличении 10000Х.

На Фиг. 15 представлена схематическая иллюстрация установки, используемой для эксперимента с самопроизвольной пропиткой, в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.

На Фиг. 16 представлены фотографии СЭМ при увеличении 5000Х остатка PS после фильтрования через фильтр Millipore с размером пор 0,22 мкм: (а) остаток DW, (b) остаток SW.

На Фиг. 17 представлены графики, демонстрирующие хроматографическое разделение между сульфатом и литием на обнаженном меловом керне мыса Стевнс-Клинт SK9 (а) при 23°С и (b) при 90°С с использованием DW0T со скоростью ввода пробы 0,2 мл/мин, с последующим DW1T.

Фиг. 18 представляет собой график, иллюстрирующий испытания на нефтеотдачу при 90°С путем самопроизвольной пропитки одинаково восстановленных кернов с S_wi=10% и обработанных нефтью; керн SK1 пропитывали FW в качестве пропиточного рассола, SK2 - SW, SK3 - DW-PS и SK4 - SW-PS, в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

Фиг. 19 представляет собой график, иллюстрирующий извлечение нефти посредством самопроизвольной пропитки при 110°С во вторичном режиме в одинаково восстановленных обнаженных кернах с использованием FW (керн SK5), SW (керн SK6), DW-PW (керн SK7) и SW-PS (керн SK8), в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации, в настоящем изобретении предложен жидкий раствор для извлечения нефти из карбонатных пластов, содержащий твердую химическую композицию, содержащую, мас. %:

Полигалит - 70-94,9;

NaCl5 - 29,9;

SiO₂ - 0,1-5

и закачиваемую воду с низкой соленостью с общим содержанием растворимых твердых веществ 0,4% или менее, в которой растворена указанная твердая химическая композиция в количестве 1-10 г указанной твердой химической композиции на 1 л указанной закачиваемой воды.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации закачиваемая вода с низкой соленостью выбрана из группы, включающей поверхностную воду, пресную воду, дистиллированную воду или их комбинацию.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор согласно настоящему изобретению может иметь концентрацию растворенного хлорида менее 1500 мг/л и концентрацию растворенного натрия менее 1000 мг/л, предпочтительно, концентрация растворенного хлорида составляет менее 600 мг/л, а концентрация растворенного натрия составляет менее 300 мг/л. В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор может дополнительно содержать двухвалентные соли сульфата магния или сульфата кальция.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации в настоящем изобретении предложен способ обработки карбонатного пласта для повышения извлечения нефти, включающий растворение 1-10 г твердой химической композиции в 1 л закачиваемой воды с низкой соленостью, имеющей общее содержание растворимых твердых веществ 0,4% или менее, с получением раствора для извлечения; закачивание указанного раствора для извлечения в указанный пласт для облегчения извлечения нефти нефти из карбонатных пластов; закачивание указанного раствора в указанный пласт для облегчения извлечения нефти; при этом указанная твердая химическая композиция содержит, мас.%:

Полигалит - 70-94,9;

NaCl - 5-29,9;

SiO - ₂0,1-5/

В соответствии с некоторыми вариантами реализации предложенный способ может дополнительно включать нагревание раствора до температуры от 30 до 130°С перед закачиванием раствора в пласт.

Подробное описание изобретения

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации в настоящем изобретении предложен раствор для извлечения нефти из карбонатных пластов, содержащий полигалит и закачиваемую воду, выбранную из группы, включающей морскую воду, разбавленную морскую воду, опресненную морскую воду, добываемую воду, воду водоносного горизонта, речную воду или их комбинацию.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации концентрация полигалита в закачиваемой воде может составлять от 0,1 до 100 г/л, предпочтительно от 1 до 10 г/л.

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации, в настоящем изобретении предложен жидкий раствор для извлечения нефти из карбонатных пластов, содержащий твердую химическую композицию, содержащую полигалит в диапазоне мас.% от 70 до 99,5; NaCl в диапазоне мас.% от 5 до 30; SiO₂ в диапазоне мас.% от 0,1 до 5; и закачиваемую воду, выбранную из группы, включающей морскую воду, разбавленную морскую воду, опресненную морскую воду, добываемую воду, воду водоносного горизонта, речную воду, поверхностную воду, пресную воду, дистиллированную воду или их комбинацию; причем указанную твердую химическую композицию растворяют в указанной закачиваемой воде в количестве 1-10 граммов указанной твердой химической композиции на 1 литр указанной закачиваемой воды. В соответствии с некоторыми вариантами реализации закачиваемая вода может представлять собой воду с низкой соленостью, выбранную из группы, включающей поверхностную воду, пресную воду, дистиллированную воду или их комбинацию.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации вода с низкой соленостью может иметь общее содержание растворимых твердых веществ (TDS) в концентрации 0,4% или менее.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации предложена уникальная комбинация полигалита с водой с низкой соленостью для благоприятного эффекта на извлечение нефти.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации добавление полигалита в воду, особенно в воду с низкой соленостью, для извлечения нефти не является интуитивно понятным, поскольку растворение полигалита считается низким, и может происходить осаждение, перегружающее поры и препятствующее эффективному извлечению нефти.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации специфическую проблему осаждения, блокирующего поры, можно предотвратить, если раствор согласно настоящему изобретению содержит концентрацию растворенного хлорида менее 1500 мг/л и концентрацию растворенного натрия менее 1000 мг/л, предпочтительно, концентрация растворенного хлорида составляет менее 600 мг/л, а концентрация растворенного натрия составляет менее 300 мг/л.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор может дополнительно содержать двухвалентные соли сульфата магния или сульфата кальция.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации в настоящем изобретении предложен способ извлечения нефти из карбонатного пласта, включающий растворение 1-10 граммов твердой химической композиции в 1 литре закачиваемой воды с низкой соленостью, имеющей TDS 0,4% или менее, с получением раствора для извлечения; закачивание указанного раствора для извлечения в указанный пласт для облегчения извлечения нефти; и при этом указанная твердая химическая композиция содержит полигалит в диапазоне мас.% от 70 до 99,5; NaCl в диапазоне мас.% от 5 до 30; SiO₂ в диапазоне мас.% от 0,1 до 5.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации предложенный способ может дополнительно включать нагревание раствора для извлечения до температуры от 30 до 130 градусов перед закачиванием раствора в пласт, предпочтительно до 80-120 градусов, наиболее предпочтительно до 90-110 градусов.

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации закачиваемая вода может иметь повышенное содержание поверхностных материалов, увеличивающих концентрацию двухвалентных солей. В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации предложенный раствор может дополнительно содержать двухвалентные соли сульфата магния и/или сульфата кальция.

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации в настоящем изобретении предложен способ извлечения нефти из карбонатных пластов, включающий добавление полигалита в закачиваемую воду; нагнетание закачиваемой воды для облегчения извлечения нефти; и при этом указанная закачиваемая вода выбрана из группы, включающей морскую воду, разбавленную морскую воду, опресненную морскую воду, добываемую воду, воду водоносного горизонта, речную воду или их комбинацию.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор согласно настоящему изобретению содержит двухвалентные ионы, такие как сульфат, магний, кальций, в различных концентрациях для повышения извлечения нефти, например, при этом источником двухвалентных ионов может быть полигалит. Полигалит представляет собой эвапоритовый минерал, гидратированный сульфат калия, кальция и магния формулы: K₂Ca₂Mg(SO₄)₄ 2Н₂О. Полигалит часто используют в качестве удобрения, поскольку он содержит четыре важных питательных вещества и имеет низкое содержание хлоридов:

48% SO₃ в виде сульфата,

14% K₂O,

6% MgO,

17% СаО.

В соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации применение полигалита в закачиваемой воде может повышать извлечение нефти из пластов.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации закачиваемая вода может предпочтительно представлять собой морскую воду.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации в закачиваемую воду могут быть добавлены другие сульфатные минералы, вместо полигалита или в дополнение к полигалиту. В соответствии с некоторыми вариантами реализации сульфатные минералы могут быть выбраны из группы, включающей ангидрит, гипс, кизерит, эпсомит, глауберит, бледит, лангбейнит, каинит, шенит. В соответствии с некоторыми вариантами реализации применение полигалита в закачиваемой воде обеспечивает высвобождение двухвалентных ионов, которые способствуют смачиваемости карбонатного пласта.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации карбонатная поверхность имеет положительный заряд и хлоридные анионы, прикрепленные к поверхности. Снижение концентрации хлорида натрия или увеличение сульфат-ионов может оказывать влияние на извлечение нефти.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации сульфатные анионы могут нейтрализовать положительный заряд на карбонатной поверхности и обеспечивать катионам кальция возможность отделять сырую нефть от пор стенок нефтяной скважины.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации ионы магния могут также способствовать извлечению нефти путем повышения смачиваемости нефтекарбонатных поверхностей.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать дополнительные вещества, которые могут дополнительно повышать извлечение нефти, включая, например, щелочь, поверхностно-активное вещество и/или полимер. В соответствии с некоторыми вариантами реализации в настоящем изобретении предложена жидкая композиция для извлечения нефти (также известная как «Smart Water»), причем указанная композиция содержит полигалитовые рассолы. В соответствии с некоторыми вариантами реализации предложенная жидкая композиция может предпочтительно представлять собой раствор. В соответствии с некоторыми вариантами реализации применение рассола на основе полигалита может обеспечивать возможность изменения смачиваемости. В соответствии с некоторыми вариантами реализации в настоящем изобретении предложено применение жидкой композиции, содержащей полигалитовые рассолы, для извлечения нефти, причем применение включает использование композиции при повышенных температурах, предпочтительно от 25 до 150 градусов, наиболее предпочтительно 40-120 градусов.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации конкретное применение полигалитовой соли является предпочтительным благодаря высокому растворению в морской воде (SW), дистиллированной воде (DW) и других, например, при полном растворении более 95% используемых солей в концентрации 5 г/л.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации раствор согласно настоящему изобретению содержит по меньшей мере три иона Mg²⁺, Са²⁺ и SO₄^2-, полученных в результате смешивания полигалитовой соли с DW или SW. В соответствии с некоторыми вариантами реализации способ согласно настоящему изобретению можно использовать для закачивания любой воды или рассола, такого как поверхностная (пресная вода), морская вода, вода водоносного горизонта, пластовая вода и добываемая пластовая вода, с добавлением полигалита/полигалита в нефтеносные пласты с целью извлечения нефти, главным образом из карбонатных пластов, но не исключая песчаниковые или другие нефтяные пласты.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации одно из преимуществ настоящего изобретения заключается в том, что полигалит можно легко добавлять в источник воды в большом масштабе и использовать для закачивания воды.

Примеры

Пример 1

Морская вода (SW) ведет себя как Smart Water в меловых пластах при высоких температурах. Модифицируя состав SW, можно дополнительно повысить эффективность SW в качестве Smart Water. Параметрические исследования подтвердили, что симбиотические взаимодействия между ионами Са²⁺и SO₄^2- в SW способствуют изменению смачиваемости. Реакционная способность указанных ионов по отношению к поверхности минерала может быть дополнительно улучшена путем удаления ионов Na+ и С1- и снижения солености SW.

В данном примере оценивается возможность использования полигалитовых минералов в качестве добавки к пресной воде/морской воде для получения Smart Water, содержащей достаточное количество Са²⁺ и SO₄^2- в растворе.

Описание эксперимента в фазе 1

Была проверена растворимость различных образцов полигалита в дистиллированной воде и морской воде, и в результате были определены концентрации важных потенциалопределяющих ионов Са²⁺ и SO₄^2-, необходимых для процесса изменения смачиваемости.

После этого проверяли поверхностную реакционную способность указанных ионов по отношению к СаСО₃ поверхности мела и определяли их потенциал для изменения смачиваемости. Полученные результаты испытаний были названы фазой 1, после чего может быть проведен дополнительный режим испытаний, включающий испытания по извлечению нефти в проекте фазы 2.

Обобщение результатов

Полученные результаты представлены ниже, они разделены по типам анализов и испытаний.

Анализы СЭМ и ЭДРА

Образцы полигалита состояли из 4 мешков порошкообразного материала. Образцы сушили перед анализом сканирующей электронной микроскопии (СЭМ) и энергодисперсионным рентгеновским анализом (ЭДРА) и покрывали палладием для повышения разрешения изображения. Анализ ЭДРА дает оценку элементного состава солей.

Соли оказались схожими по составу, гранулометрическому составу и текстуре, на основании результатов анализов СЭМ и ЭДРА. Различные образцы обрабатывали как однородные образцы. Фотографии СЭМ при различных увеличениях показаны на Фиг. 1.

На Фиг. 1 представлены изображения СЭМ образца полигалита при различных увеличениях (а) 200Х, (b) 1000Х, (с) 5000Х, (d) 10000Х.

Спектрограммы ЭДР, полученные для четырех образцов, представлены на Фиг. 2.

На Фиг. 2 представлены следующие спектрограммы ЭДР: (а) образец 1, (b) образец 2, (с) образец 3, (d) образец 4.

Элементный анализ проводили как для катионов, так и для анионов. Результаты представлены ниже в таблицах 1-4 для образцов 1-4. В образцах преобладали катионы кальция, калия и магния. Из анионов основным компонентом был сульфат, обнаруженный во всех образцах.

Испытания на растворение

Для испытаний на растворение соли растворяли в дистиллированной воде (DW) и морской воде (SW). Рассолы получали с использованием химических реагентов ч.д.а. и деионизированной воды (DI) и фильтровали через фильтр с размером пор 0,22 мкм. Свойства рассолов представлены в таблице 5. Следует отметить, что рН измеряли после уравновешивания с полигалитовыми минералами.

Первоначальное испытание проводили при концентрации 100 г/л для изучения общих характеристик растворения образцов. Приведенные в таблице 6 значения представляют собой средние значения для 5 измерений образцов. Также анализировали исходные растворы DW и SW (STD), используемые в смеси.

Стандартные отклонения измерений представлены ниже в таблице 7.

Поскольку нерастворенный остаток составлял более 50% добавленного образца в растворах с концентрацией 100 г/л, были начаты испытания с более низкими концентрациями. Для минимизации остатка и максимального растворения соли в 1 л воды добавляли 5 г твердого вещества, тогда концентрация составляла 5 г/л.

Растворы оставляли перемешиваться в течение 48 часов, и по окончании периода смешивания цвет раствора не был прозрачным, см. Фиг. 3. Поэтому перед анализами образцы фильтровали через фильтр с размером пор 0,22 мкм, затем центрифугировали в высокоскоростной центрифуге, затем снова фильтровали через другой фильтр с размером пор 0,22 мкм, а затем, наконец, разбавляли перед определением ионного состава методом ионной хроматографии. Фиг. 3 представляет собой фотографию растворов после смешивания в течение 48 часов, (слева) 5 г/л полигалита в DW и (справа) 5 г/л полигалита в SW. Конечные концентрации ионов в водной фазе показаны ниже в таблице 8. Также включены средние концентрации DW-100 г/л и SW-100 г/л из результатов анализов, представленных в таблице 6.

Значения концентраций DW-5 г/л и SW-5 г/л являются средними значениями для 4 измерений образцов, а стандартное отклонение представлено в таблице 9.

Нерастворенный остаток из растворов 5 г/л составлял 4,1% от 5 г твердого материала, добавленного в растворы с DW, и 1,8% твердого материала, добавленного в SW.

Анализ остатков

Анализировали материал, удерживаемый в фильтре с размером пор 0,22 мкм как из раствора в дистиллированной воде, так и из раствора в морской воде, с помощью фотографий СЭМ и химического состава, определенного методом ЭДРА. Фотографии СЭМ представлены на Фиг. 4.

На Фиг. 4 представлены изображения СЭМ остатков при 1000Х, (а) остатка дистиллированной воды (DW), (b) остатка морской воды (SW). Размер частиц в остатке DW варьировался от 1 до 70 мкм, однако преобладал размер частиц, близкий к 10 мкм. В образце наблюдались удлиненные структуры размером приблизительно 40 мкм. Анализ ЭДР показал, что остаток в основном состоял из сульфата кальция с содержанием диоксида кремния всего 5,1 атомного %. Химический состав остатка представлен в таблице 10.

Остаток из образца SW, по-видимому, содержал больше частиц с примерным размером 5 мкм, таким образом, он имел частицы меньшего размера, чем предыдущий образец остатка DW. Снова наблюдали удлиненные структуры размером приблизительно 40 мкм. Анализ ЭДР показал, что в остатке преобладал сульфат кальция, но его концентрация была существенно ниже, чем значения, наблюдаемые в DW. Кроме того, наблюдалось более высокое содержание магния и хлорида, что значительно отличало этот образец от предыдущего образца. Химический состав представлен ниже в таблице 11.

Результаты показали более высокое растворение полигалитовых минералов в SW по сравнению с DW. Общая соленость раствора выше в растворе SW-полигалит, чем в растворе DW-полигалит.

Таким образом, эффекты EOR для каждого раствора должны быть экспериментально протестированы для правильной количественной оценки их соответствующего потенциала смачиваемости. Это может быть исследовано в рамках проекта фазы 2, включая технологии извлечения сырой нефти и флюида, такие как самопроизвольная пропитка и принудительное вытеснение (заводнение).

Сканирование температуры

Для испытаний на растворение при разных температурах использовали растворы в DW и SW с концентрацией 5 г/л. После термического уравновешивания в течение 24 часов образцы центрифугировали, фильтровали через фильтр с размером пор 0,22 мкм и разбавляли перед анализом методом ионной хроматографии.

После повышения температуры до 130°С все образцы стали белыми, возможно, вследствие осаждения CaSO₄, поскольку его растворимость уменьшается с повышением температуры. Концентрации ионов в растворе, полученные по результатам сканирования температуры, представлены ниже в таблице 12 для растворов в DW и в таблице 13 для растворов в SW.

Полученные результаты показали относительно небольшое влияние температуры на концентрации ионов в DW и SW. Полученные растворы содержат ионы Smart Water; кальций и сульфат в достаточных концентрациях, а также магний, что благоприятно сказывается на стабильности раствора. Растворение NaCl из минералов является низким, что является благоприятным для общей солености раствора. Полученные растворы представляют собой потенциальные рассолы Smart Water, а полигалитовые минералы проявляют себя как перспективная добавка.

Испытания на реакционную способность поверхности

Для оценки смачиваемости и реакционной способности потенциалопределяющих ионов, таких как сульфат, кальций и магний, в отошении карбонатной поверхности был разработан хроматографический тест на смачиваемость. Испытание проводят с использованием установки для затопления керна. Основным принципом, лежащим в его основе, является хроматографическое разделение ионов с разным сродством к смоченным водой областям поверхности мела. Компонент, не имеющий сродства, является индикатором, в данном проекте в качестве индикатора использован литий, а адсорбирующий ион на смоченных водой участках представляет собой сульфат. Хроматографический анализ исходящего потока определит концентрации индикатора и сульфата. Размер смоченной водой площади будет определяться задержкой элюирования сульфата по сравнению с элюированием индикатора. Испытывали реакционную способность поверхности для раствора в DW с 5 г/л полигалита, и в этот раствор в качестве индикатора добавляли литий. Для кондиционирования керна сначала вводили рассол, который не содержал ни сульфата, ни индикатора, после чего вводили DW-полигалит. Хроматографическое разделение индикатора и сульфата для испытаний, проведенных при 25 и 90°С, представлено на Фиг. 5.

На Фиг. 5 показаны графики, демонстрирующие хроматографическое разделение между сульфатом и литием на обнаженном меловом керне мыса Стевнс-Клинт, (а) выполненное при 25°С, и (b) выполненное при 90°С.

Результаты, наблюдаемые при 25°С, показали, что рассол, обозначенный как DW-5 г/л, содержащий полигалит, был реакционноспособным по отношению к карбонатной поверхности. Разделение между кривыми индикатора и сульфата количественно определяли методом трапеций, и оно составляло 0,10, что указывает на то, что сульфат адсорбируется на поверхности и что взаимодействия между породой и рассолом были положительными для возможности изменения смачиваемости мела.

Результаты, наблюдаемые при 90°С с рассолом, обозначенным как DW-5 г/л, содержащим полигалит, показали повышенную реакционную способность, при этом сульфат существенно замедлялся. Площадь хроматографического разделения увеличилась, и ее количественное значение составило 0,43. Такое увеличение при более высокой температуре происходит вследствие повышенной реакционной способности сульфат-иона при высоких температурах в результате дегидратации и разрушения структур водородных связей, окружающих указанный ион в растворе.

Результаты этого технического обоснования применения полигалита для EOR являются многообещающими. Эксперимент в фазе 1 подтвердил возможность использования полигалитовых минералов в качестве добавки для получения рассолов Smart Water, которые можно использовать на карбонатных месторождениях нефти для увеличения добычи.

Растворимость полигалита в дистиллированной воде (DW) и морской воде (SW) была высокой, а конечные концентрации в растворе сульфата, кальция и магния были подходящими для получения рассолов Smart Water. Однако необходимо дальнейшее совершенствование экспериментальных процедур, если остаток, который составлял 4% в DW и 2% в SW при добавлении 5 г твердых веществ в 1 л воды, должен быть дополнительно уменьшен и сведен к минимуму. Раствор полигалита показал реакционную способность по отношению к мелу в испытаниях реакционной способности поверхности при 25°С и 90°С. Хроматографическое разделение между сульфатом и индикатором было подтверждено при обеих температурах, что указывает на высокий потенциал для индуцирования изменения смачиваемости в карбонатных пластах нефти. Для подтверждения и количественной оценки потенциала EOR в меловых/карбонатных пластах необходимо провести испытания на извлечение нефти с использованием сырой нефти, включая испытания на самопроизвольную пропитку и заводнение керна, а также хроматографические испытания на смачиваемость при различных температурах пласта.

Двухвалентный сульфат-анион SO₄^2-, присутствующий в полигалитовой Smart Water, конкурирует с карбоновой кислотой сырой нефти, прикрепленной к поверхности горной породы. Такое поведение ионов приводит к отрыву кислотных групп от карбонатной поверхности, изменяя смачиваемость горных пород. Также добавление двухвалентных катионов, таких как кальций Са²⁺ и магний Mg²⁺, вместе с SO₄^2- при повышенной температуре вызывает изменение смачиваемости для повышения извлечения нефти.

Пример 2

Закачивание морской воды является успешным результатом EOR в карбонатных пластах Северного моря благодаря изменению смачиваемости в сторону более смоченного водой состояния, этот процесс инициируется разницей в составе между закачиваемой и пластовой водой. «Smart Water» с оптимизированным ионным составом может быть легко получена в лабораторных условиях для повышения извлечения нефти до уровня, превышающего извлечение нефти с применением морской воды, однако в полевых условиях для ее получения могут потребоваться особые процессы водоочистки, например, опреснение, нанофильтрация или добавление определенных солей.

Для преодоления этих проблем может быть использован полигалит (также называемый в настоящем документе «полисульфатом» или «(PS)») в качестве добавки в растворе для извлечения нефти, то есть для получения Smart Water. В соответствии с некоторыми вариантами реализации в этом эксперименте для исследования потенциала и эффективности полигалитовых рассолов в отношении изменения смачиваемости мела использовали обнаженный мел мыса Стевнс-Клинт, состоящий на 98% из биогенного СаСО₃. Измеряли растворимость полигалита в морской воде и деионизированной воде, а также стабильность рассола при высоких температурах. Использовали энергодисперсионный рентгеновский анализ и ионную хроматографию для определения состава полигалитовой соли и растворов для EOR, а также для оценки адсорбции сульфата на поверхности мела, катализатора для процесса изменения смачиваемости. Для оценки изменения смачиваемости проводили самопроизвольную пропитку полигалитовыми рассолами смешанного влажного мела при 90 и 110°С и сравнивали с эффективностью извлечения с применением пластовой воды и морской воды.

Испытания на растворимость показали, что указанная соль легко растворяется как в деионизированной воде, так и в морской воде с остаточным содержанием твердых веществ менее 5%. Полигалитовый рассол в деионизированной воде имел концентрацию сульфата и ионов кальция 31,5 миллимоль на литр (мМ) и 15,2 мМ, соответственно, а общая соленость составляла 4,9 г/л. Такая композиция рассола является весьма перспективной для инициации изменения смачиваемости мела. Полигалитовый рассол в морской воде содержал 29,6 мМ ионов кальция и 55,9 мМ сульфат-ионов, а общая соленость составляла 38,1 г/л. По сравнению с обычной морской водой этот рассол имеет потенциал для улучшения смачиваемости мела благодаря повышенному содержанию сульфатов.

Ионная хроматография показала, что сульфат адсорбируется при затоплении керна полигалитовыми рассолами, что указывает на то, что изменение смачиваемости может иметь место во время закачивания рассола, реакционная способность также была повышена при повышении температуры с 25 до 90°С. Наконец, испытания на извлечение нефти посредством самопроизвольной пропитки показали, что полигалитовые рассолы могут инициировать изменение смачиваемости, улучшая извлечение нефти сверх того, что достигается при закачивании пластовой воды. Разница в извлечении нефти между закачиванием обычной морской воды и морской воды с полигалитом была меньше, что обусловлено уже благоприятным составом морской воды.

Полигалитовые рассолы продемонстрировали существенный потенциал для изменения смачиваемости в карбонатах и получили подтверждение в качестве потенциальных добавок для EOR для простого и локального получения рассолов Smart Water для карбонатных нефтяных пластов. Полигалитовая соль, добавленная к раствору для EOR, обеспечивает важдые ионы для процесса изменения смачиваемости, но необходима дальнейшая оптимизация для описания характеристик оптимальных соотношений смешивания, ионных композиций и диапазонов температур, при которых могут быть достигнуты эффекты EOR.

На карбонатные месторождения приходится примерно 50% мировых запасов углеводородов, из них более 60% нефтяных и 40% газовых месторождений. Несмотря на большие запасы, добыча нефти из таких пластов обычно составляет менее 30% от начальных геологических запасов нефти (OOIP), что обусловливает высокую привлекательность и ценность возможности повышения извлечения нефти (EOR) из карбонатных пластов.

Карбонатные месторождения известны тем, что являются сложной средой для добычи нефти. Трудности, с которыми сталкиваются инженеры-промысловики и производственные инженеры, заключаются в низкой проницаемости матрицы в сочетании с естественными трещинами, а также в неблагоприятной смачиваемости, поскольку их смачиваемость обычно находится в диапазоне от нейтральной до липофильной, что ограничивает капиллярные силы и уменьшает возможность пропитки водой матриц горных пород во время закачивания воды. Все эти условия могут привести к образованию языков обводнения, раннему прорыву воды в добывающую скважину и низким показателям извлечения нефти.

Смачиваемость в карбонатах сильно зависит от присутствия полярных органических компонентов (РОС) в сырой нефти, причем кислотные компоненты более важны, чем основные компоненты. Компоненты РОС количественно определяют по кислотному числу (AN) и основному числу (BN). Снижение смачиваемости водой наблюдалось, когда первоначально очень влажные карбонатные керны подвергали воздействию сырой нефти с увеличением кислотного числа (AN). Влияние AN на эффект смачиваемости карбонатов подтверждено другими исследователями. Также важно отметить, что рН рассола в карбонатах забуферен до слабощелочного состояния. Таким образом, частицы, обеспечивающие смачиваемость поверхностей горных пород, представляют собой диссоциированные карбоновые кислоты и непротонированные основания. Первоначальное смачивание карбонатного пласта устанавливается, когда отрицательно заряженные карбоксилаты адсорбируются на положительно заряженных поверхностях карбонатных пор. Это происходит во время миграции нефти в пласт. Пластовая температура может влиять на химический состав сырой нефти вследствие процессов декарбоксилирования, которые происходят при высоких температурах. Эти процессы снижают AN сырой нефти. Таким образом, более высокая смачиваемость водой, наблюдаемая в карбонатном пласте, может соотноситься с сырой нефтью с низким значением AN или высокотемпературными пластами.

Способ EOR на основе воды, который может способствовать изменению смачиваемости в сторону более смоченного водой состояния, очень важен в неоднородных пластах. Повышенные капиллярные силы будут способствовать самопроизвольному проникновению рассола из трещин в матрицу и мобилизации защемленной нефти. Задержка прорыва воды за счет использования неоднородности пласта очень важна для увеличения добычи нефти из карбонатных пластов. В соответствии с некоторыми вариантами реализации Smart Water представляет собой способ, который отвечает всем этим требованиям, и его осуществляют только путем изменения ионного состава воды для закачивания.

Хорошо известный эффект EOR Smart Water наблюдался в естественных трещиноватых месторождениях в меловых породах в Северном море при закачивании морской воды. Изменение смачиваемости инициируется определенными ионами, присутствующими в морской воде, ионами кальция (Са²⁺), магния (Mg²⁺) и сульфат-ионами (SO₄^2-). Изменение смачиваемости инициируется определенными ионами, присутствующими в морской воде, ионами кальция, магния и сульфат-ионами. Было установлено, что катализатором этого процесса является сульфат-ион, присутствующий в морской воде, и кальций, по-видимому, также является важным ионом, который способен совместно адсорбироваться на поверхности мела, облгечая процесс изменения смачиваемости. Ионы магния, по-видимому, имеют значение при высоких температурах, когда они могут обмениваться с ионами кальция с поверхности мела, благодаря чему больше ионов кальция в объеме жидкости становятся доступными для последующего положительного воздействия на эффект EOR. Влияние повышенной концентрации сульфата и кальция на пропиточный раствор можно наблюдать на Фиг. 6 а-b.

Дальнейшая модификация композиции на основе SW может повысить коэффициент извлечения нефти в карбонатах. Например, понижение концентрации NaCl из SW или повышение концентрации катализатора (сульфата) в рассоле могут быть способами увеличения извлечения нефти сверх потенциала при изменении смачиваемости SW, см. Фиг. 7.

Процесс изменения смачиваемости в карбонатах также зависит от температуры, по-видимому, эффект увеличения извлечения нефти усиливается при более высоких температурах. Причина этого эффекта связана с повышенной реакционной способностью ионов по отношению к карбонатным поверхностям.

По мере повышения температуры ионы, присутствующие в воде, уменьшают свое число гидратации; это изменение переводится в меньшее количество окружающих их молекул воды, что обеспечивает большее взаимодействие между ионами и увеличивает их химическую реакционную способность. Температурные эффекты могут влиять как на установленные процессы первоначального смачивания, так и на процессы изменения смачиваемости. В механизме EOR Smart Water для карбонатов адсорбция ионов SO₄^2- на поверхности горной породы уменьшает положительный заряд поверхности, способствуя коадсорбции ионов Са²⁺, которые являются общими ионами СаСО₃. Затем происходит реакция между Са²⁺ и адсорбированными кислотными компонентами на поверхности, которые в основном представлены диссоциированными карбоновыми кислотами (RCOO^-). Затем взаимодействие между Са²⁺ и адсорбированными кислотными компонентами на поверхности, которые в основном представлены диссоциированными карбоновыми кислотами (RCOO^-), вызывает десорбцию органической молекулы, изменяющую смачиваемость, как показано на Фиг. 8.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации на Фиг. 8 показана схематическая иллюстрация механизма Smart Water в карбонатах. Активными ионами являются SO₄^2- и Са²⁺. При высокой температуре Mg²⁺ становится более реакционноспособным, влияя на концентрацию Са²⁺ в растворе. В соответствии с некоторыми вариантами реализации температура также может влиять на этот процесс. Ионы Mg²⁺ при высокой температуре также становятся более реакционноспособными вследствие дегидратации. Эксперименты подтвердили, что Mg²⁺ может взаимодействовать с поверхностями кальцита и высвобождать больше ионов Са²⁺ в окружающую среду, ускоряя процесс изменения смачиваемости. При высоких температурах ионы Mg²⁺ также будут образовывать комплекс с ионами SO₄^2-, уменьшая осаждение CaSO₄, что снизит концентрацию Са²⁺ и SO₄^2-, которая необходима в процессе изменения смачиваемости.

В проведенном сравнительном исследовании оценивали несколько испытаний SI при различных концентрациях SO₄^2-, Са²⁺ и Mg²⁺ при повышении температуры, начиная с 70°С с постепенным увеличением до 100 и 130°С. Было обнаружено, что роль кальция очень велика, но для этого требуется присутствие сульфата, Фиг. 9.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации на графике, изображенном на Фиг. 9, показана самопроизвольная пропитка меловых кернов морской водой (SW) при изменении концентраций SO₄^2-, Са²⁺ и Mg²⁺ и температур.

Получение Smart Water для применения в карбонатных месторождениях является сложной задачей. Были предприняты усилия для улучшения морской воды путем использования обратного осмоса (R.O.) в сочетании с нанофильтрацией. Тем не менее, эти методы являются высокоэнергоемкими и требуют больших инвестиций, поскольку они увеличивают капитальные затраты (САРЕХ) и эксплуатационные расходы (ОРЕХ). Таким образом, существует потребность в получении Smart Water по низкой цене, что может снизить ее влияние на ОРЕХ и САРЕХ в ходе деятельности по добыче нефти.

Ранее были предприняты попытки использовать нанофильтрацию SW для получения ретентата с высоким содержанием двухвалентных ионов и пермеата, не содержащего двухвалентных ионов. Получив эти два раствора, их можно использовать в качестве основного сырья для получения новых рассолов Smart Water. Указанный процесс требует давления от 9 до 18 бар, которое обеспечивает принудительный поток морской воды через полупроницаемую мембрану, как показано на Фиг. 10, демонстрирующий процесс нанофильтрации с морской водой (SW) в качестве основного сырья, в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации изобретения.

Результаты показывают, что нанофильтрация с использованием морской воды в качестве основного сырья не была эффективной для получения Smart Water с повышенным содержанием двухвалентных ионов и с пониженной соленостью (содержанием одновалентных ионов). Было количественно определено устранение ионов при различных значениях давления, и показано на Фиг. 11. Устранение одновалентных ионов Na⁺ и Cl^- составило 15-35%. Устранение кальция увеличивалось с 55 до 70% при повышении давления с 9 до 18 бар. Несмотря на то, что концентрация одновалентных и двухвалентных ионов в пермеате может быть изменена, обычно пермеат составляет лишь 5-20% сырья, что приводит к образованию ретентатов с концентрациями ионов, близкими к морской воде.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации было доказано, что полигалитовые соли эффективны в качестве добавки для получения Smart Water для EOR. Растворение полигалита в воде/рассолах обеспечивает потенциалопределяющие ионы, необходимые для процесса изменения смачиваемости в карбонатах.

Пример 3

Эффективность полигалита в качестве добавки может быть оценена на основе испытаний на растворение, испытаний на химическую реакционную способность и самопроизвольную пропитку, выполненных на восстановленных смешанных влажных меловых кернах.

Экспериментальная работа

Материалы

Образцы горных пород

В этом эксперименте использовали обнаженный мел, собранный из карьера мыса Стевнс-Клинт (SK) недалеко от Копенгагена, Дания, и хорошо известно, что он является хорошим аналогом меловых нефтяных пластов Северного моря. Мел SK состоит на 98% из чистого СаСО₃ биогенного происхождения, при этом строительной единицей этого материала являются кокколиты и их фрагменты. Характеристические проницаемости составляют от 1 до 10 мД, с относительно высокой пористостью (45-50%). Распределение пор по размерам обычно составляет от 0,1 до 1 мкм, как показано на Фиг. 12.

Под сканирующим электронным микроскопом (СЭМ) можно подробно увидеть структуру пористой среды материала, коколитовые кольца и их фрагменты, визуализированные на Фиг. 13 (на которой представлена фотография СЭМ неочищенного обнаженного мела мыса Стевнс-Клинт при увеличении 10000х). Неоднородность поверхности мела более отчетливо наблюдается после повышения кратности увеличения в микроскопе.

Все керны высверливали из одного и того же мелового блока в одном и том же направлении, вырезали и формовали до требуемого диаметра 3,8 см и требуемой длины 7 см. Все керны были осмотрены визуально, видимых трещин и отчетливых неоднородностей не обнаружено. Свойства используемых в данной работе кернов приведены в таблице 14.

Физические свойства кернов были аналогичны ранее опубликованным данным, известным в данной области техники.

Полигалитовая соль

Природные полигалитовые соли, предоставленные компанией ICL, были добыты из слоя полигалитовых пород, расположенного на 1000 м под Северным морем вблизи побережья Северного Йоркшира в Великобритании. Для получения изображения фотографии минерала полигалитовой соли использовали сканирующий электронный микроскоп (СЭМ), а для анализа его состава использовали энергодисперсионный рентгеновский анализ (ЭДР). Фотографии СЭМ полигалитовых солей при 5000-кратном увеличении (а) и 1000-кратном увеличении (b) приведены на Фиг. 14.

Зерна соли имели различные размеры частиц, хорошо распределенные в анализируемых образцах. Преобладающий диаметр частиц составлял от 5 до 30 мкм.

Элементный анализ проводили как для катионов, так и для анионов для образцов полигалита. Результаты представлены ниже в таблице 15. В составе образца преобладают катионы кальция, калия и магния. Из анионов основным компонентом был сульфат, обнаруженный в образце.

Сырая нефть

В качестве источника использовали низкоасфальтеновую дегазированную нефть с кислотным числом (AN) 2,90 мг KOH/г и основным числом (BN) 0,95 мг KOH/г. Дегазированную нефть разбавляли 40 мас.% гептаном, центрифугировали и фильтровали через фильтр Millipore с размером пор 5 мкм. Подготовленную базовую сырую нефть обозначали RES40, и измеренное значение AN составляло ~ 2,1 мг KOH/г. Не наблюдали отложения асфальтенов во время фильтрования или в фазе хранения.

Партию нефти RES40 обрабатывали силикагелем для удаления поверхностно-активных полярных органических компонентов (РОС) с получением нефти с AN=0,0 мг KOH/г, обозначенной как нефть RES40-0.

Затем разбавленную нефть RES40 и обработанную диоксидом кремния нефть RES40-0 смешивали в определенных пропорциях с получением сырой нефти (нефть А), используемой в описанных экспериментах, имеющей AN=0,58 мг KOH/г и BN=0,30 мг KOH/г. Свойства указанных нефтей представлены в таблице 16.

Значения AN и BN образцов нефти анализировали с помощью потенциометрического титрования в соответствии с методикой, и были определены значения плотности и вязкости полученной нефти А, составляющие 0,81 г/см³ и 2,4 сП.

Рассолы

Рассолы на основе морской воды (SW) и пластовой воды (FW), используемые в этом эксперименте, получали путем смешивания дистиллированной воды (DW) с солями ч.д.а. В основе состава SW состав морской воды из Северного моря. В основе состава FW пластовая вода из мелового месторождения в Северном море. Рассолы на основе SW и FW смешивали в течение ночи с помощью магнитной мешалки и фильтровали через фильтр Millipore с размером пор 0,22 мкм. Свойства рассолов на основе SW и FW приведены в таблице 17. Для хроматографических испытаний на смачиваемость использовали рассолы DW0T и DW1T, рассолы были адаптированы для использования полигалитовой соли в качестве одного из источников ионов, а другим источником для корректировки состава были соли ч.д.а. Композиции рассолов перечислены в таблице 17.

Растворение полигалита

Полигалитовые рассолы DW-PS и SW-PS получали путем смешивания дистиллированной воды (DW) и морской воды (SW) с 5,00 г полигалита (PS) на литр раствора. Растворы смешивали в течение 6 дней с помощью магнитной мешалки, затем фильтровали через фильтр Millipore с размером пор 0,22 мкм. Независимо от используемого водного раствора, т.е. морской воды или дистиллированной воды, использовали очень сходные количества полигалитовой соли. Таким образом, емкость по соли, растворяемой в различных рассолах, является высокой, и в процессе смешивания растворяется более 95% добавленных солей, см. таблицу 17.

Испытания на реакционную способность поверхности

Изучали реакционную способность поверхности меловых кернов в отношении DW-PS при разных температурах (25 и 90°С) с использованием хроматографического испытания смачиваемости, разработанного для оценки смачиваемости и реакционной способности потенциалопределяющих ионов, таких как сульфат, кальций и магний, в отношении карбонатной поверхности. Испытание проводят с использованием установки для затопления керна. Сначала керн затапливали (5-6 объемов пор) с использованием DW0T, рассола, имеющего такую же концентрацию ионов, как DW-PS, но с пониженным содержанием сульфата.

Затем керн затапливали с использованием DW1T, рассола DW-PS с небольшим количеством ионов Li⁺ в качестве индикатора. Индикатор не имеет сродства к меловым минералам и следует за фронтом вытеснения. С другой стороны, сульфат имеет сродство к смоченным водой минералам и, таким образом, выходит позже, чем индикатор. Анализ исходящих потоков с помощью ионного хроматографа (ИХ) позволит определить концентрации индикатора и сульфата. Относительное количество смоченной водой площади или реакционную способность сульфата по отношению к смоченным водой меловым минералам определяют по задержке элюирования сульфата по сравнению с элюированием индикатора.

Восстановление керна

Начальная водонасыщенность (S_wi)

Все керны первоначально очищали путем затапливания 5 объемами пор (PV) дистиллированной воды (DW) комнатной температуры для удаления легкорастворимых солей, особенно сульфатных солей. Затем керны сушили при 90°С до постоянной массы. Начальную насыщенность пластовой водой (S_wi), составляющую 10%, определяли с использованием метода эксикатора и хранили в герметичном контейнере в течение 3 дней, чтобы обеспечить равномерное распределение ионов внутри кернов.

Обработка нефтью и старение

Керны с S_wi=10% насыщали нефтью А под вакуумом, затем затапливали с использованием 1,5 PV в каждом направлении при 50°С. Наконец, керны оборачивали тефлоновой лентой, чтобы избежать нерепрезентативного смачивания на внешней поверхности, и подвергали старению в той же нефти в течение 2 недель при 90°С для достижения более однородного смачивания керна.

Извлечение нефти посредством самопроизвольной пропитки

Эксперименте самопроизвольной пропиткой (выпроводили на восстановленных кернах для оценки начальной смачиваемости керна и рабочих характеристик различных рассолов в качестве жидкости для EOR. Эксперименты по пропитке проводили при 90 и 110°С при противодавлении 10 бар с использованием FW, SW, DW-PS и SW-PS в качестве пропиточных рассолов. Объем добываемой нефти рассчитывали, как % от начальных геологических запасов нефти (% OOIP) в зависимости от времени. Экспериментальная установка изображена на Фиг. 15.

Результаты и обсуждение

Растворение полигалитовых солей в DW и SW.

Испытывали растворимость полигалитовых минералов в дистиллированной воде (DW). К 1 литру DW или SW добавляли ровно 5,00 г полигалитовой соли (PS). Растворы DW-PS и SW-PS перемешивали на магнитной мешалке в течение 6 дней при 23°С.

Затем рассолы фильтровали через фильтр с размером пор 0,22 мкм. Анализировали ионный состав отфильтрованных рассолов с помощью ионного хроматографа. Фильтры вместе с нерастворимыми частицами из солей сушили и подвергали количественному определению по массе. Частицы также анализировали с помощью СЭМ и ЭДР. Состав рассолов DW-PS и SW-PS после 6 суток смешивания приведен в таблице 17.

Наблюдались небольшие изменения в ионном составе от одной партии к другой. Чтобы избежать изменений концентраций, получали исходные растворы объемом 20 литров как для DW-PS, так и для SW-PS с получением однородных составов на протяжении всей запланированной экспериментальной работы. Полигалит в дистиллированной воде (DW-PS)

Ионный состав после разбавления 5,00 г до 1 литра DW показал концентрацию сульфата 31,5 мМ, что немного выше концентрации в SW (24 мМ). Концентрация кальция составляла 15,2 мМ, а магния 5,8 мМ. По сравнению с SW наибольшая разница наблюдалась для магния, концентрация которого составляет 44,5 мМ в SW. Полигалитовая соль также содержит значительное количество калия с концентрацией 14,4 мМ. Общая соленость DW-PS составляла 4885 м.д. (ppm) при довольно низкой концентрации натрия (6,3 мМ) и хлоридов (9,2 мМ). Нерастворимая часть PS после фильтрования составляла 0,115 г, что означает, что твердый остаток составляет только 2,3% от общего количества соли PS, добавленной в DW. Полигалит в морской воде (SW-PS)

После разбавления 5,00 г соли PS до 1 л морской водой (SW) концентрация сульфата в SW-PS составляла 55,9 мМ. Это представляет собой увеличение на 31,9 мМ по сравнению с SW (24,0 мМ). Концентрация кальция составляла 29,6 мМ, что представляет собой увеличение на 16,6 мМ по сравнению с SW (13,0 мМ). Концентрация магния составляла 47,9 мМ, что подтверждает увеличение на 3,4 мМ после введения PS. Концентрация калия увеличивалась с 10,1 мМ в SW до 28,2 мМ для SW-PS, что представляет собой увеличение на 18,1 мМ. Общая соленость рассола SW-PS составляла 38140 м.д., что представляет собой увеличение на 4760 м.д. Твердый остаток после фильтрования составлял всего 0,200 г, что составляет только 4,0% от PS, добавленного в SW. По-видимому, в обоих рассолах, DW-PS и SW-PS, концентрация определяющих ионов кальция, сульфата и магния достаточна для инициации эффектов Smart Water. Однако концентрация этих ионов больше в растворе SW-PS вследствие предыдущего присутствия этих ионов в морской воде.

Было обнаружено, что независимо от используемого водного раствора, т.е. морской воды или дистиллированной воды, растворялись одинаковые количества полигалитовой соли. В процессах смешивания растворялись более 95% солей. Это может быть связано с элементным составом соли, см. таблицу 15.

Анализ остатков

После фильтрования через фильтр Millipore с размером пор 0,22 мкм остаток сушили и анализировали с помощью СЭМ и ЭДРА. Фотографии СЭМ остатка DW и SW представлены на Фиг. 16.

На Фиг. 16 представлены фотографии СЭМ при увеличении 5000Х остатка PS после фильтрования через фильтр Millipore с размером пор 0,22 мкм: (а) остаток DW, (b) остаток SW.

Размеры частиц остатка составляют от 0,2 мкм до 30 мкм. Под микроскопом наблюдали различные формы зерен. Наиболее распространенными были зерна неправильной формы, но удлиненные кристаллы, по-видимому, также были частью остатка в обоих образцах. Однако более мелкие частицы и поверхности частиц, по-видимому, более истерты в присутствии SW. Элементный анализ проводили на обоих образцах, см. таблицу 18.

В нерастворимом остатке преобладали катионы кальция, калия и магния. Из анионов основным обнаруженным компонентом был сульфат. Остаток DW имел более высокое содержание кальция и серы, чем остаток SW. С другой стороны, в остатке SW было больше диоксида кремния и алюминия. Указанные признаки позволяют предположить, что растворение в SW могло быть более эффективным.

Испытание реакционной способности поверхности

Чтобы оценить, могут ли ионы, присутствующие в DW после воздействия PS, взаимодействовать с поверхностями СаСО₃ в системе пористых пород и способствовать смачиваемости, необходимой для Smart Water, было разработано испытание реакционной способности поверхности с использованием мела мыса Стевнс-Клинт в соответствии с испытанием, проведенным Strand et al. (2006). Полученный хроматографический рассол представляет собой рассол DW-PS с концентрацией 5 г/л с добавлением лития в качестве индикатора. Этот рассол обозначали DW1T, и его состав приведен в таблице 17. Рассол DW0T получали в лаборатории на основе композиции SW1T с использованием солей ч.д.а, за исключением сульфата и ионов лития.

Хроматографическое испытание реакционной способности поверхности проводили как при 23, так и при 90°С с использованием на 100% насыщенного водой мелового керна мыса Стевн-Клинт SK9. Хроматографическое разделение между литиевым индикатором и сульфатом представлено на Фиг. 17. Показан литий на обнаженном меловом керне мыса Стевнс-Клинт SK9 (а) при 23°С и (b) при 90°С с использованием DW0T со скоростью введения 0,2 мл/мин с последующим DW1T.

Результаты подтверждают, что сульфат-ионы, привнесенные из полигалита, взаимодействуют с мелом, и реакционная способность сульфата увеличивается с повышением температуры. Первый литиевый индикатор наблюдается в исходящем потоке после введения 0,8 PV и достигает концентрации вводимого образца после 1,4 PV. Увеличение концентрации сульфата значительно задерживается, особенно для испытания, проведенного при 90°С.При 23°С концентрация сульфата, равная концентрации вводимого образца, достигалась после 2,0 PV, и после 2,2 PV при 90°С. Области разделения (A_cw) между литевым индикатором и сульфатом количественно определяли методом трапеций, и они увеличивались с 0,18 при 23°С до 0,35 при 90°С, подтверждая, что сульфат адсорбируется по направлению к поверхностям СаСО₃ и что адсорбция зависит от температуры. Повышенная реакционная способность сульфат-ионов при высоких температурах может быть объяснена дегидратацией, разрушающей структуры водородных связей между молекулами воды, окружающими сульфат-ион в растворе. Результаты испытания реакционной способности поверхности обобщены в таблице 19.

Таким образом, факт наличия хроматографического разделения между SO₄^2- и Li⁺ раскрывает потенциал DW-PS в качестве возможного модификатора смачиваемости в карбонатах. Таким образом, можно ожидать увеличения изменения смачиваемости и увеличения мобилизации нефти при использовании указанного рассола в качестве Smart Water. Повышенное хроматографическое разделение при более высоких температурах подтверждает более высокую реакционную способность при повышенных температурах, что также может привести к увеличению потенциала EOR при высоких температурах пласта.

Влияние полигалита на извлечение нефти

Ранее было отмечено, что SW может значительно улучшить извлечение нефти из смешанных влажных известняковых и меловых кернов при более высоких температурах. Механизм извлечения был проверен в параметрических исследованиях, подтверждающих, что присутствие как Са²⁺, так и SO₄^2- способствует изменению смачиваемости в сторону более смоченного состояния и значительно улучшает мобилизацию нефти из гетерогенных поровых систем. Модифицируя состав SW, можно получить более эффективные композиции Smart Water. Исследования показали, что Smart Water может быть получена путем увеличения концентрации Са²⁺ и SO₄^2- в SW или путем снижения солености при сохранении концентрации Са²⁺ и SO₄^2- в SW.

В данном разделе было исследовано влияние полигалита в качестве добавки к воде или рассолам для разработки эффективных рассолов Smart Water для смешанных смоченных меловых кернов мыса Стевнс-Клинт.Мел мыса Стевнс-Клинт часто используется в качестве аналога меловых пластов Северного моря. Также важно отметить, что эффекты EOR Smart Water, наблюдаемые для мела, также были подтверждены в пластовых известняковых системах. Вода/рассолы, используемые в этом исследовании, представляют собой рассолы в FW, DW и SW, а также Smart Water, разработанные путем добавления полигалита (PS) к DW и SW, с получением их окончательного состава, представленного в таблице 17.

Все керны SK, используемые в данном случае, были в равной степени восстановлены, с начальной водонасыщенностью S_wi=0,1, установленной с помощью FW, до обработки 4 объемами пор (PV) нефти А. Наконец, керны уравновешивали в нефти А в течение по меньшей мере 2 недель для установления более равномерной смачиваемости керна.

Полигалит при 90°С

В данном случае использовали 4 одинаково восстановленных керна при 90°С. Испытания на самопроизвольную пропитку проводили для оценки смачиваемости восстановленного керна и для оценки потенциала в отношении мобилизации нефти с использованием различных рассолов для пропитки. Керн SK1 подвергали воздействию пластовой воды (FW) в качестве пропиточного рассола. FW не будет способствовать какому-либо химическому изменению смачиваемости, если FW также является исходным рассолом. Добыча нефти при самопроизвольной пропитке FW обеспечит смачиваемость и базовую добычу нефти из восстановленного керна.

Керн SK2 пропитывали морской водой (SW) в качестве пропиточного рассола. Известно, что SW ведет себя как Smart Water для смешанных смоченных кернов и обычно используется в качестве закачиваемых рассолов для поддержания давления в прибрежных пластах.

Два других испытанных пропиточных рассола представляли собой дистиллированную воду с полигалитовой солью (DW-PS) и морскую воду с добавлением полигалита (SW-PS). Эти рассолы используют для оценки влияния PS на улучшение мобилизации нефти путем изменения смачиваемости, контролируемого по присутствию и концентрации ионов Са²⁺ и SO₄^2- в пропиточном рассоле. Керн SK3 пропитывали DW-PS, a SK4 пропитывали SW-PS. Обобщение результатов при температуре 90°С представлено на Фиг. 18. Как показано на Фиг. 18, испытания с обработкой нефтью керна SK1 проводили с использованием FW в качестве пропиточного рассола, SK2 - с SW, SK3 - с DW-PS и SK4 - c SW-PS.

На Фиг. 18 показано, что плато добычи для керна SK1 достигло конечного плато извлечения 22% OOIP через 12 дней при использовании FW в качестве пропиточного рассола. Небольшое впитывание FW подтверждает, что восстановленные керны SK ведут себя как слегка влажные.

Восстановленный керн SK2 пропитывали SW. Как скорость пропитки, так и конечное плато извлечения нефти, составившее 37% OOIP через 21 день, являются существенным улучшением по сравнению с FW. Это подтверждает, что SW вызывает изменение смачиваемости в меловом керне во время испытания, что приводит к значительному увеличению состояния смоченности водой. В случае пропитки рассолами с добавлением полигалита также имело место изменение смачиваемости. Керн SK3, пропитанный DW-PS, достиг предельного плато добычи 35% OOIP через 28 дней, что очень близко к предельной добыче нефти, полученной для SW. Полученный результат подтверждает, что пресная поверхность воды водоносного горизонта может быть преобразована в Smart путем добавления полигалита перед закачиванием в пласт.

В случае использования SW-PS в качестве пропиточного рассола максимальное извлечение и скорость впитывания керна SK4 были самыми высокими. Конечная добыча нефти, составляющая 45% OOIP, была достигнута через 44 дня, обеспечивая дополнительные 8% OOIP по сравнению с SW. Это подтверждает, что SW можно сделать более эффективной путем добавления солей PS в SW перед закачиванием, что увеличит концентрацию ионов SO₄^2- и Са²⁺, необходимых для инициации эффективного изменения смачиваемости.

Полигалит при 110°С

Чтобы оценить влияние температуры при использовании полигалита в качестве добавки для Smart Water в меловых пластах, использовали другой набор одинаково восстановленных кернов SK в 4 параллельных испытаниях самопроизвольной пропитки при 110°С. Пропиточные рассолы были такими же, как и при 90°С: FW, SW, DW-PS и SW-PS.

Самопроизвольная пропитка восстановленного керна SK5 с помощью FW в качестве пропиточного рассола обеспечивает базовую добычу нефти и смачиваемость при 110°С, поскольку при использовании FW как в качестве исходного рассола во время восстановления керна, так и в качестве пропиточного рассола не происходит никакого химически иницированного изменения смачиваемости. SW использовали в качестве пропиточного рассола для керна SK6, используемого в качестве эталона для Smart Water.

Для оценки влияния полигалита в качестве добавки Smart Water, рассолы DW-PS и SW-PS использовали в качестве пропиточных рассолов для кернов SK7 и SK8, соответственно. Результаты для 4 экспериментов самопроизвольной пропитки при 110°С представлены на Фиг. 19.

На Фиг. 19 показано извлечение нефти путем самопроизвольной пропитки при 110°С во вторичном режиме в одинаково восстановленных обнаженных кернах с использованием FW (керн SK5), SW (керн SK6), DW-PW (керн SK7) и SW-PS (керн SK8).

Можно видеть, что результаты извлечения нефти следуют той же тенденции, что и при 90°С, самая низкая добыча нефти наблюдалась с использованием FW, и самая высокая добыча нефти с использованием рассола SW-PS. Мы также наблюдаем, что скорость пропитки значительно увеличивается при повышении температуры с 90 до 110°С, что также дает значительное увеличение конечного извлечения нефти. Это подтверждает, что химическая реакционная способность сульфата и иона кальция, присутствующих в рассолах Smart Water, увеличивается с повышением температуры, что также приводит к значительному увеличению конечной мобилизации нефти из гетерогенных поровых систем. Плато извлечения с использованием FW на керне SK5 достигло плато извлечения 31% OOIP через 5 дней. SW обеспечивала конечное извлечение нефти на керне SK6 50% OOIP через 12 дней. Для пропиточных рассолов с полигалитом плато извлечения с DW-PS на керне SK7 составляло 49% через 24 дня, в то время как состав SW-PS обеспечивал наивысшее конечное извлечение нефти 54% OOIP через 23 дня на керне SK8, когда эксперимент был прекращен вследствие образования накипи в линии подачи.

Без изменения смачиваемости базовая добыча нефти с применением FW подтверждает немного влажное состояние керна SK5, что согласуется с экспериментом, проведенным на керне SK1 при 90°С. При использовании SW в качестве пропиточного рассола в керне SK6, извлечение нефти увеличилось с 31% OOIP с использованием FW до 50% OOIP, что представляет собой увеличение на 19% OOIP, подтверждая изменение смачиваемости керна, дающее как повышенную скорость пропитки, так и значительно более высокую мобилизацию нефти.

Добавив полигалит в пресную воду, DW-PS, авторам изобретения удалось получить рассол со свойствами Smart Water, равными свойствам SW. Было дополнительно мобилизовано 18% OOIP нефти из керна SK7 при использовании DW-PS в качестве пропиточного рассола. Полигалит, добавленный в SW, значительно увеличивал концентрацию Са²⁺ (29,6 мМ) и SO₄^2- (55,9 мМ) в рассоле SW-PS. Самопроизвольная пропитка керна SK8 рассолом SW-PS стала наиболее эффективным рассолом Smart Water, обеспечившим мобилизацию 23% OOIP дополнительной нефти, что на 4% больше, чем было достигнуто с использованием SW.

Влияние полигалита на извлечение нефти

На основании экспериментальных результатов, полученных при 90°С и 110°С, можно сделать вывод, что рассолы, полученные с полигалитовой солью, валидированы в качестве модификаторов смачиваемости и могут быть использованы для получения Smart Water со значительными эффектами EOR. Использование рассолов для закачивания, содержащих полигалит, превзошло систему, протестированную с использованием FW. При 90°С мобилизация нефти была улучшена на 61% с использованием DW-PS и на 105% с использованием SW-PS. Кроме того, во время испытаний на самопроизвольную пропитку в линиях закачивания или добычи не наблюдалось осаждения или образования накипи солей. Таким образом, наиболее эффективным рассолом в данной серии экспериментов был рассол SW-PS.

При 110°С приращение мобилизации нефти по сравнению с FW составило 57% для DW-PS и 74% для SW-PS. Повышенная температура и высокая концентрация Са²⁺ и SO₄^2- в рассолах для закачивания могут привести к осаждению ангидрита, что наблюдалось в линии закачивания через 23 дня для керна SK8. Это может объяснить относительно низкую эффективность SW-PS по сравнению с 90°С. Если полигалит будет использован в качестве добавки Smart Water для данной системы пластов, то необходимо оптимизировать количество добавляемого полигалита на основе температуры пласта, температуры забоя скважины в нагнетательных скважинах и ионного состава подпиточной воды.

Эффект температуры

Повышенная реакционная способность ионов наблюдалась при повышении температуры во время испытаний реакционной способности поверхности, проведенных с полигалитовым рассолом DW-PS, см. Фиг., где наглядно показано, что температура будет влиять на потенциал извлечения с применением полигалитовых рассолов. Полученные результаты согласуются с предыдущими результатами. Результаты конечного извлечения нефти, показанные в испытаниях на самопроизвольную пропитку при 90 и 110°С, Фиг. 6-7, систематизированы в таблице 20.

Значительно более высокая мобилизация нефти наблюдалась при 110°С для рассолов, способных инициировать изменение смачиваемости, то есть морской воды, DW-PS и SW-PS.

Для SW значение Δ OOIP % по сравнению с FW увеличилось с 15% OOIP при 90°С до 19% OOIP при 110°С, а для DW-PS значение Δ OOIP % увеличилось с 13% OOIP при 90°С до 17% OOIP при 110°С, см. таблицу 20.

Для SW-PS значение Δ OOIP %, составляющее 23% OOIP при 90°С, не увеличивалось при повышении температуры до 110°С, скорее всего, вследствие осаждения CaSO₄, которое уменьшает эффективную концентрацию Са²⁺ и SO₄^2-, необходимую для изменения смачиваемости.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации существует возможность применения полигалита в качестве добавки, и такая возможность может быть реализована в качестве альтернативы другим вариантам EOR. Важно отметить, что значения извлечения, наблюдаемые для DW-PS, были очень близки к тем, которые наблюдаются с морской водой, это открывает возможность использования указанного минерала при добыче нефти, например, на карбонатных месторождениях, где доступ к морской воде ограничен. Результаты, полученные с SW-PS, показали, что повышенные концентрации сульфата и кальция могут привести к более высокому извлечению. Таким образом, было бы важно максимизировать их содержание, но попытаться остаться ниже их пороговой концентрации, чтобы не вызвать существенных проблем с образованием накипи.

Еще одно преимущество использования полигалитовой соли связано с улучшением современных стратегий управления водными ресурсами. Например, полигалитовые соли могут быть применены для минимизации использования дорогостоящих систем фильтрации, то есть обратного осмоса или нанофильтрации, когда требуются конкретные водные композиции. Такой тип промысловых операций создает спрос на надежные промышленные процессы с низкими затратами на техническое обслуживание, обеспечивает стабильную концентрацию закачиваемой жидкости, чтобы операции по добыче нефти стали более надежными и предсказуемыми.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящее изобретение включает применение раствора, содержащего полигалитовые рассолы, в качестве новой добавки для процессов Smart Water в карбонатах.

В соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящее изобретение сочетает в себе исследования химических и физико-химических характеристик и смачиваемости с помощью хроматографических испытаний и испытаний на самопроизвольную пропитку. В качестве горного материала использовался обнаженный мел мыса Стевнс-Клинт, который обычно используется для параметрических исследований для испытаний смачиваемости в карбонатах. Испытания SI проводили при 90 и 110°С, используя в качестве пропиточных рассолов FW, SW, DW-PS и SW-PS, причем последние два содержали полигалитовую соль. Выводы, вытекающие из этой работы, представлены ниже. Хроматографические испытания на смачиваемость показали, что существует возможность изменения смачиваемости при использовании рассола на основе полигалита.

Площадь хроматографического разделения увеличилась с 0,18 до 0,35 при повышении температуры с 25°С до 90°С, что подтверждает повышенную реакционную способность сульфата при повышении температуры. Полигалитовую соль растворяли в морской воде и дистиллированной воде. Растворимость полигалитовой соли в различных рассолах оказалась довольно высокой, причем более 95% используемых солей были полностью растворены в концентрации 5 г/л.

При смешивании полигалитовой соли с DW и SW в указанные растворы были включены три определяющих иона Mg²⁺, Са²⁺ и SO₄^2-.

Во время испытаний SI FW обеспечивала извлечение 22% и 31% OOIP при 90 и 110°С соответственно, эти результаты были использованы в качестве самого низкого базового уровня добычи нефти, поскольку в этих испытаниях не было вызвано никаких изменений смачиваемости.

Изменение смачиваемости было подтверждено с использованием DW-PS и SW-PS, поскольку они обеспечивали извлечение большего количества нефти, чем наблюдалось с FW, при 90°С улучшение добычи нефти с использованием DW-PS составило 61%, а для SW-PS оно составило 105% по сравнению с FW. При температуре 110°С приращение извлечения с использованием рассола DW-PS по сравнению с FW составило 57%, а для SW-PS наблюдалось приращение 74%. Осаждение наблюдалось при 110°С при использовании рассола SW-PS, оно происходило на линии подачи произвольной ячейки, однако конечное извлечение нефти при использовании указанного рассола было самым высоким, 54% OOIP. Рабочие характеристики DW-PS как при 110°С, так и при 90°С были очень близки к тем, которые наблюдались с SW, что обеспечивает возможность получить рассол для закачивания, имеющего эффективность, аналогичную эффективности SW, для наземных месторождений, где доступ к SW ограничен или затруднен.

Несмотря на то, что настоящее изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов реализации, следует понимать, что может быть воплощено множество вариантов, модификаций и других применений настоящего изобретения.

Следует понимать, что различные признаки изобретения, которые для ясности описаны в контексте конкретных вариантов реализации изобретения, также могут быть представлены в комбинации в отдельном варианте реализации изобретения. Напротив, различные признаки изобретения, которые для краткости описаны в контексте отдельного варианта реализации изобретения, также могут быть представлены по отдельности или в любой подходящей подкомбинации. Специалистам в данной области техники также будет понятно, что настоящее изобретение не ограничено тем, что было конкретно показано и описано выше.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - повышение извлечения нефти из пласта. Способ обработки карбонатного пласта для повышения извлечения нефти включает растворение 1-10 г твердой химической композиции в 1 л закачиваемой воды с низкой соленостью, имеющей общее содержание растворимых твердых веществ 0,4% или менее, с получением жидкого раствора для извлечения нефти из карбонатных пластов, закачивание указанного раствора в указанный пласт для облегчения извлечения нефти. При этом указанная твердая химическая композиция содержит, мас.%: полигалит 70-94,9; NaCl 5-29,9; SiO₂ 0,1-5. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 19 ил., 20 табл., 3 пр.

1. Жидкий раствор для извлечения нефти из карбонатных пластов, содержащий

твердую химическую композицию, содержащую, мас.%:

полигалит 70-94,9 NaCl 5-29,9 SiO₂ 0,1-5, и

закачиваемую воду с низкой соленостью с общим содержанием растворимых твердых веществ 0,4% или менее, в которой растворена указанная твердая химическая композиция в количестве 1-10 г указанной твердой химической композиции на 1 л указанной закачиваемой воды.

2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что указанная закачиваемая вода с низкой соленостью выбрана из группы, включающей поверхностную воду, пресную воду, дистиллированную воду или их комбинацию.

3. Раствор по п. 1, имеющий концентрацию растворенного хлорида менее 1500 мг/л и концентрацию растворенного натрия менее 1000 мг/л.

4. Раствор по п. 3, отличающийся тем, что концентрация растворенного хлорида составляет менее 600 мг/л и концентрация растворенного натрия составляет менее 300 мг/л.

5. Раствор по п. 1, дополнительно содержащий двухвалентные соли сульфата магния или сульфата кальция.

6. Способ обработки карбонатного пласта для повышения извлечения нефти, включающий

растворение 1-10 г твердой химической композиции в 1 л закачиваемой воды с низкой соленостью, имеющей общее содержание растворимых твердых веществ 0,4% или менее, с получением жидкого раствора для извлечения нефти из карбонатных пластов,

закачивание указанного раствора в указанный пласт для облегчения извлечения нефти,

при этом указанная твердая химическая композиция содержит, мас.%:

полигалит 70-94,9 NaCl 5-29,9 SiO₂ 0,1-5

7. Способ по п. 6, дополнительно включающий нагревание указанного раствора до температуры 30-130°С перед закачиванием указанного раствора в указанный пласт.