Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости трещинно-поровых карбонатных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачкучерез нагнетательную скважину оторочки 15%-ной соляной кислоты, инертной жидкости и 90%-ной серной кислоты. Оторочка продвигается по пласту водой, соляная кислота реагирует с карбонатными составляющими пласта с образованием хлористого кальция. Затем серная кислота реагирует с хлористым кальцием, при этом образуется гипс, который локализуется в трещинах.

Основным недостатком этого способа является низкая эффективность, обусловленная разрушением карбонатного составляющего коллектора при взаимодействии с соляной кислотой. Вследствие этого часть

образовавшегося гипса расходуется на закупорку дополнительно образовавшихся пор. Кроме того, при реакции серной кислоты с хлористым кальцием образуется соляная кислота

CaCI2 + H2S04 + 2Н20 CaSO r2H20 + ь2НС.

Известно, что в присутствии соляной кислоты растворимость гипса повышается, что приводит к уменьшению массы образовавшегося осадка.

Наиболее близким к предлагаемому яв- лпится способ заводнения нефтяных пластов, включающий закачку в скважину последовательно водных растворов хлористого кальция (СаС12) и кальцинированной

.,,оды(Ыа2СОз).

Недостатком известного способа является низкий прирост коэффициента вытеснения нефти (2,1 % ) из-за плохой смешиваемости последовательно закачанСО

С

и ч о

СО О

ных осадкообразующих растворов. Установлено, что при последовательной закачке образуется закупоривающего материала всего 20 % от максимально возможного, Кроме того, в известном способе не указаны ни оптимальные концентрации, ни оптимальные объемы.

Цель изобретения - повышение эффективности способа путем закачки водных растворов хлористого кальция и кальцинированной соды порциями циклически с концентрациями (мас.%) соответственно 20 - 21 и 19-20 в соотношении 1:1 каждого раствора при объеме цикла 7 - 10 % от закачиваемого объема раствора, причем общий объем каждого закачиваемого раствора (V) определяется по формуле

V

.я-В2г.КпС1-Кн.но)

2

(1)

где л. 3,14;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Кп - пористость, доли ед.;

Кн и.о. - коэффициент начального нефте- насыщенного объема, доли е.;

R - радиус проникновения раствора, м.

Экспериментально установлено, что радиус проникновения раствора можно вычислить по формуле

R- 0,0205 -Ц(2)

где L - расстояние от нагнетательной скважины до добывающей. Коэффициент 0,0205 определяют следующим образом. В модель длиной 1 м порциями циклически закачивают по 30 мл 20 %-ного раствора хлористого кальция и 19 %-ного раствора кальцинированной соды,В модели при этом осаждается 5,7 г карбоната кальция с плотностью 2,65 г/см3 Обьем осадка составляет 2,15 см3. Объем пор, занятых водой, составляет 105 см3. На единицу длины модели

приходится -TQQ 1,05 см3 объеме, пор. По

длине модели осадок объемом 2,15 см3 рас215пределится на расстоянии 2,05 см,

что в отношении к общей длине модели составит 0,0205.

При снижении концентрации солей ниже нижнего предела (CaCIa) 20% и ЫазСОз 19 %) снижается объем образующегося осадка и соответственно закупоривающий эффект, а верхний предел (CaCte 21 % и NazCOa 20 %) ограничен предельной растворимостью в воде кальцинированной соды.

При осуществлении предлагаемого способа в трещинах трещинно-порового коллектора (в радиусе 0,0205-L) образуется в

достаточном объеме практически нерастворимый в вода осадок - карбонат кальция, который надежно закупоривает высокопроницаемые зоны пласта, вследствие чего повышается эффективность вытеснения нефти из низкопроницамых пропластков.

Количество закупоривающего материала, образуемого при применении предлагаемого способа, в 4,4 раза больше, чем при

0 применении известного способа. Прирост коэффициента вытеснения при применении предлагаемого способа 7.2 % выше, чем при применении известного.

Известно применение хлористого каль5 ция для изоляции низкопроницаемого пласта путем закачки в него высококонцентрированиого нагретого до температуры 50-80°С водного раствора, который перед закачкой в пласт выдерживают

0 до начала естественной кристаллизации. За счет охлаждения нагретого насыщенного раствора хлористого кальция до температуры проницаемого горизонта происходит кристаллизация соли и закупорка пор пла5 ста.

Недостатком применения раствора хлористого кальция в качеТве закупоривающего материала является его высокая растворимбсть в воде. При непрерывном

0 поступлении закачиваемой воды в пласт, что всегда имеет место при разработке нефтяной залежи, эффект значительно снижается.

Известно применение кальцинирован5 ной соды (углекислого натрия) для обработки пласта в сочетании с закачкой ПАВ. В этом случае кальцинированная сода улучшает нефтевымывающие свойства ПАВ. В предлагаемом способе кальцинированная

0 сода закачивается в сочетании с хлористым кальцием для образования закупоривающего нерастворимого осадка в зоне высокой проницаемости с целью улучшения условия вытеснения из низкопроницаемых зон, т.е.

5 выполняет другую функцию.

Способ осуществляется следующим образом.

В пласт через насосно-компрессорные трубы, опущенный до фильтра колонны и затрубное пространство, циклически пор0 циями в соотношении 1:1 объемом по 7 - 10 % от общего объема каждого раствора закачивают по одной линии раствор, содержащий, мас.%: хлористый кальций 20 - 21, воду 79 - 80; по другой - раствор, содержа5 щий, мас.%: кальцинированную соду 19 - 20, воду 80-81. При закачке порциями циклически улучшаются условия для образования осадка и осаждается в пласт более 80% от максимально возможного.

Ойщий объем закачиваемого раствора вычисляется по формуле (1). Таким образом, суммарный объем осадкообразующих растворов определяется объемом пор. занятых водой, при этом объем образованного осадка соответствует объему трещин.

Растворы хлбристого кальция и кальцинированной соды закачиваются в соотношении 1:1. После закачки растворов переходят иа обычную для поддержания пластового давления закачку воды.

Эффективность способа определена в лабораторных условиях. Лабораторные испытания предлагаемого и известного способов проводили на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечения 6, м2, заполненный измельченным карбонатным керном, состоящим на 98,5 - 98,9 % из карбоната кальция. Объем пор модели 200-10 6 м3. ачальный нефте- насыщенный объем 95-10 6 м3.

Пример. Через модель со скоростью 1 м/сут при давлении 0,36 МПа пропустили 10 поровых объемов пластовой воды с плотностью 1,1397 г/см3. При этом выделилось из модели 51,6-10 м3 нефти. Проводимость по воде составила 114-Ю 6 м2/мПа-с.. Коэффициент вытеснения нефти (Кцыт.н) рассчитывали по формуле

Квыт.н т/-.(3)

VH.H

где VH - объем вытесненной из модели нефти, м3;

VH.H. - первоначальный нефтенасыщен- ный объем, м .

Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой составил

Квыт.н :

51.6

0,543.

95 -10

Затем, чередуя порциями по 2 мл, было закачано по 30 мл растворов: 20 % хлористого кальция и 19% кальцинированной соды. В результате реакции солей в модели Осади- лось 5,7 г или 2 см3 карбоната кальция, что составило 1 % порового объема. При этом проводимость понизилась с 114-10 до 1, м2/мПа-с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,65-1 м3. Прирост коэффициента вытеснения (Квыт.н) вычислили по формуле Уд.„ 100

АК

выт.н

VH.H

(4)

где Vfl.H. - объем вытесненной нефти. Прирост коэффициента вытеснения .ставил

ДКвыт.и 8:65 .1°.Г- 100 9.1%.

95 10

Для восстановления проводимости до исходного после каждого опыта через модель прокачали 30 %-ный раствор аммиачной селитры.

П р и м е р 2. Испытания проводили так

же, как в примере 1, только применили раствор хлористого кальция 20,5 %, а раствор кальцинированной соды 19,5 %. Проводимость понизилась с 6 до 1.7-106 м2/МПа-с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,75-10 6 м3. Прирост коэффициента вытеснения 9,2 %. П р и м е р 3. Испытание проводили так же, как в примере 1 и 2. При этом концентрация раствора хлористого кальция составила 21 %, а кальцинированной соды - 20 %. Проводимость понизилась с 113, 1,6-10 6м2/МПа.с. Количество дополнительно вытесненной нефти составило 8,95 -10 м3. Прирост коэффициента

вытеснения 9,3 %.

П р и м е р 4. Испытание известного способа проводили на той же модели. Модель повторно насыщали дегазированной нефтью с плотностью 0,91 г/см3. Затем через модель пропустили 10 объемов сточной воды с плотностью 1,090 г/см3. При этом выделилось 52,5 мл нефти. Проводимость по пластовой воде составила 101 -Ю-6 м2/мПа-с. Коэффициент вытеснения нефти

водой составил

,, 52,5

н

10

-6

i-ь

0.56.

94 10

Затем в модель закачали последова- тельно по 30 мл растворов хлористого кальция и кальцинированной соды. При этом выделилось 2 мл нефти. Проводимость понизилась с 101-10 м2/мПа-с до м /мПа С. Прирост коэффициента вытесне- ния нефти составил

Кв

2,0 10

-6

100

6

2,1 %.

94 10

Таким образом прирост коэффициента с вытеснения нефти при применении предлагаемого способа в среднем в 4.4 раз выше, чем при применении известного способа. Формула изобретения Способ вытеснения нефти из неодно- ел родных по проницаемости карбонатных пластов, включающий последовательную закачку в продуктивный пласт водных растворов хлористого кальция и кальцинированной соды, отличающийся тем, что, ее с целью повышения эффективности вытеснения нефти, после закачки в продуктивный пласт растворов хлористого кальция и кальцинированной соды закачивают воду, причем водные растворы хлористого кальция и

кальцинированной соды закачиваются порциями циклически с концентрациями (мас.%) соответственно 20-21 и 19 - 20 в соотношении 1:1 каждого раствора при объеме порций каждого раствора в цикле 7 - 10%) от закачиваемого общего объема раствора, причем общий объем каждого за- качиваемого раствора определяется гто фор; муле

V

Я R2 h Kn (1 - KH.H.Q)

Y

где h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, M;N

Кп - коэффициент пористости, доли ед.,

Кн.н.о.- коэффициент начального нефте- насыщенного объема, доли ед.,

R - радиус проникновения раствора, м.

Изобретение относится к нефтедобыва ющей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости пластов. Цель - повышение эффективности вытеснения нефти. Для этого в продуктивный пласт закачивают водный раствор хлористого кальция и кальцинированной соды, закачивают воду в пласт Растворы закачивают порциями циклически с концентрацией (мас.%) 20-21 и 19-20 соответственно. Соотношение обьемов 1.1 Объем порции каждого из раствора в цикле равен 7 - 10% от закачиваемого общего объема раствора. Общий объем каждого закачиваемого раствора находят из математического выражения.