Способ разработки нефтяной залежи Советский патент 1993 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобцша- ющей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов.

Сущность предлагаемого решения заключается в повышении нефтеотдачи неоднородных по пористости и проницаемости обводненных пластов, достигаемая путем перераспределения фильтрационных потоков, что дает возможность, во-первых, вызвать приток нефти из низкопроницаемых зон за счет создаваемого перепада давления и, во-вторых увеличить охват пласта воз- дейстоием и обеспечить доотмыв остаточной нефти из кизкопроницаемых зон. При этом перераспределение фильтрационных потоков достигают путем изоляции водопромытых с высокой проницаемостью зон микродисперсией, образующейся при смешении 5-15% лигносульфоната с водным 10-15-ным раствором соляной кислоты. Образование дисперсии происходит мгновенно, образуемый осадок находится в растворе в виде взвеси в диспергированном состоянии и не вызывает технологических затруднений при использовании. По мере продвижения микродисперсии в пласте происходит полная изоляция водопромытых зон, вследствие этого на участке возрастает градиент давления и зоны пласта с низкой проницаемостью становятся доступными для вытесняющего агента.

Для вытеснения нефти из пласта закачивают нефтевытесняющий агент, представляющий собой водный раствор смеси неонолз АС 9-12 или его товарной формы СНО с лигносульфонатом при соотношении 5:1, соляной кислоты ,i воды.

Таким образом, предлагаемая последовательность закачки реагенюв лределен- ного состава позволяет достигнуть прироста добычи нефти.

В предлагаемом способе используются следующие промышленные многотонна, Ё

00

со

Os

ел ел о

со

ные химические продукты: неонол АФ 9-12 или его товарная форма марки СНО, лигно- сульфонат, соляная кислота. Неонол выпускается отечественной промышленностью по ТУ 38-103625-87. Товарные формы неоно- ла марки СНО представляют собой смесь неонола АФ 9-12 и изобутилозого спирта, добавляемого для снижения температуры застывания. Лигносульфонаты являются

многотоннажным продуктом целлюлозно- бумажной промышленности, выпускаются по ТУ 81-04-225-79 в виде растворов (марка ЛСТ) или порошкообразных (марки КБП, КССБ). Соляная кислота техническая (ТУ 6- 01-714-77) представляет собой желтоватую, дымящуюся на открытом воздухе жидкость с резким запахом.

Пример 1. Для выбора оптимального соотношения -концентраций лигносульфо

ната и соляной кислоты в растворе исследо вано влияние их концентраций на получение осадков, Использованы растворы в дистиллированной воде с концентрацией соляной кислоты от 1 до 16% и лигносульфоната марки КБП от 3 до 20%. Количество осадка определяли весовым методом. Растворы предварительно выдерживались в течение 24 ч при температурах 20 и 60°С, после чего подвергались центрифугированию с последующей декантацией и сушкой до постоянной массы.

Полученные данные сведены в табл. 1.

Из таблицы следует, что с повышением концентрации соляной кислоты до 15% количество осадка увеличивается. Увеличение концентрации соляной кислоты выше 15% приводит к снижению выпадения осадка. Использование лигносульфоната выше 25% не рекомендуется, так как при этом вязкость составов повышается, что вызовет затруднения при закачке составов. По данным табл. 1 можно сделать вывод, что повышение температуры усиливает процесс осадкообразования.

Для исследования влияния минерализации воды на процесс осадкообразования были проведены аналогичные опыты с водой различной минерализации: 11,12,14,18 г/л. Установлено, что соляная кислота хорошо растворяет соли, которые присутствуют а минерализованной воде, и они существенного влияния на увеличение количества осадка не оказывают. Добавка соляной кислоты способствует предотвращению соле- выпадения.

Пример 2. Лабораторные.испытания по предлагаемому способу проводили на линейных моделях слоисто-неоднородного пласта в соответствии с методикой определения коэффициентов вытеснения нефти во

0

5

0

0

5

5

0

дои в лабораторных условиях (ОСТ 39-195- 86). Модель пласта представляет собой две параллельно соединенные стекляные колонки с терморубашками, длиной 30 см, диаметром 1,4 см. Колонки заполнены кварцевым песком с размером зерен в первой колонке 0,07-0,14 мм. Во второй колонке 0,2-0,3 мм. Колонки вакуумируются в течение 2 ч затем насыщаются минерализованной водой с суммарным содержанием солей 14 г/л. На входе в модель поддерживалось давление нагнетания жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом пропластке скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сут). Проницаемость по воздуху одного прослоя составляет 3,3 мкм , второго 30,7 мкм .

Воду в колонках замещали путем прокачки трех пороговых объемов Самотлор- ской нефти с вязкостью 1,9 МПа-с при 20°С. Для создания остаточной нефтенасыщенно- сти нефть вытесняли пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости в наименее проницаемом прослое. Затем через модель фильтровали состав, обеспечивающий изоляцию водо- промытой зоны, т. е. колонки с высокой проницаемостью.

Исследовано перераспределение фильтрационных потоков при прокачке водного раствора, содержащего 5% лигносульфоната марки КБП и 10% соляной кислоты. Объемы прокачки реагентов через модели пласта различной проницаемости приведены в табл. 2. Каждая строка в таблице пока- зывает, какой объем жидкости прокачивался через прослой малой проницаемости при фиксированном объеме прокачки реагентов через прослой большой проницаемости.

Представленные результаты показывают, что изменение и перераспределение фильтрационных потоков в модели предлагаемым составом позволяет увеличить охват пласта.

Определение нефтевытесняющих свойств рабочих составов по предлагаемому способу проводили на модели неоднородного пласта, описанной выше. После замещения нефти водой через модель фильтровали состав, обеспечивающий изоляцию водопромытой зоны т. е колонки с высокой проницаемостью. Объем раствора составлял 0,25-1,0 порового объема. После достижения выравнивания скоростей фильтрации обеих колонок достигаемому, вследствие осаждения микродисперсии в выс о копрони цаем ом прослое, фильтруется вторая, неф- те в ы те с н я ю щ а я оторочка в количестве 2-3 поровых объемов. В заключение через модель фильтровали 2-3 поровых объема воды до полного вытеснения нефти. Температура колонок составляла 60°С. Расчет коэффициентов вытеснения нефти в опытах, проводимых по данной методике, производится в следующей последовательности:

1.Первичный коэффициент вытеснения (по воде)

где QH - количество нефти, вытесненное из колонки минерализованной водой, Q - первоначальное количество нефти в колонке, мл.

2.Прирост коэффициента вытеснения (абсолютный)

Д ДОн/О,

где А Он - количество нефти, вытесненное из колонки в результате прокачки реагента.

Из результатоа лабораторных испытаний, приведенных в табл, 3, видно, что опти- мальными являются концентрации в растворе: лигносульфонат 5% и соляная кислота 10% (опыт 1).

С повышением концентрации лигносуль- фоната и соляной кислоты скорость фильтрации по высокопроницаемой колонке снижается, наблюдается увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемой колонки (опыты 2, 3). Повышение концентрации лигносульфоната до 15% и соляной кислоты до 15% приводят к снижению фильтрации, а затем и к затуханию последней, вследствие чего происходит полнал закупорка высокопроницаемой колонки, в результате чего фильтрация нефте- вытесняющего агента осуществляется только через низкопроницаемую колонку.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. В заводненный неоднородный по коллекторскому составу участок пласта после применения метода разработки путем закачки воды закачивают

реагенты по предлагаемому способу в размере 0,2-0,5 поровых объемов пласта.

Первую оторочку готовят путем растворения воды и соляной кислоты с последую- щим введением 5-15% лигносульфоната в ЦА-320, для приготовления второй оторочки в водный раствор кислоты вводят расчетное количество неонола и КБП.

Точный размер оторочек рассчитывают, - исходя из конкретных геолого-физических условий месторождения.

Во время движения состава по пласту в результате процесса коагуляции происходит высаждение микродисперсного осадка, снижение проницаемости пласта. Снижение проницаемости происходит прежде всего там, где сильнее фильтрация, больше массоперенос. Это приводит к выравниванию скоростей фильтрации водопромытых высокопроницаемых и низкопроницаемых зон. После закачки водоизолирующего агента закачивают нефтевытесняющую композицию .по данному способу для доотмыва нефти из низкопроницаемых участков пла- ста.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт нефтевытесня- ющего агента на основе водного раствора смеси поверхностно-активных веществ и со- .ляной кислоты, отличающийся тем, что перед закачкой нефтевытесняющего агента закачивают 5-15%-ный раствор лигносульфоната в 10-15%-ном водном растворе со- ляной кислоты, а в качестве нефтевытесняющего агента закачивают водный раствор смеси кеонола АФ 9-12 или СНО с лигносульфонатом в соотношении 5:1 и соляной кислоты при следующем соотно- шении компонентов, мас.%:

Смесь кеонола АФ 9-12

или его товарная форма

СНО с лигносульфонатом

при соотношении 5:14-7

Соляная кислота0,5-1,0

ВодаОстальное.

Зависимость осадкообразующих свойств лигносульфонатов от концентрации соляной кислоты а растворе

Таблица

Изобретение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов. Способ включает сначала закачку в пласт 5-15%-ного раствора лигносульфоната в 10-15%-ном водном растворе соляной кислоты, затем закачивают нефтевытесняющий агент, содержащий компоненты при следующем соотношении мас.%: смесь неонола АФ9-12 или его товарная форма СНО с лигносульфонатом при соотношении 5:1 4,0-7,0, соляная кислота 0,5-1,0, вода - остальное. Данный способ позволяет изолировать водопроницаемые зоны при одновременном вытеснении нефти из низкопроницаемых зон пласта. 3 табл.

Нефтевытесняюиая способность состава по ПТР и по прототипу о условиях слоисто- неоднородного пласта

По предлагаемому способу:

Таблица Ъ