способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-12 с концентрацией 0,5 - 5,0 мас. % , в пласт дополнительно закачивают оторочку продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ₉-4 с концентрацией 0,5 - 5,0 мас. % в углеводородном растворе, причем закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1 : 1 до 1 : 5 при общем расходе поверхностно-активного вещества 0,5 - 1,5% от объема пор пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке заводнением нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи с низкими и разнопроницаемыми коллекторскими свойствами с применением водных растворов поверхностно-активных веществ с критической концентрацией мицеллообразования. Недостатком данного изобретения является недостаточное выравнивание проницаемости слоев и увеличение нефтеотдачи (на 4-5% ).

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ добычи нефти за счет увеличения коэффициента охвата пласта, включающий закачку дисперсии твердых частиц в растворе поверхностно-активного вещества и полимера [1] . Недостатками этого способа являются недостаточное выравнивание разницы в проницаемости высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и относительно низкая степень доизвлечения остаточной части нефти из менее проницаемых нефтенасыщенных зон неоднородного пласта.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков и доизвлечения охваченных и не охваченных процессом заводнения части остаточных запасов нефти.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 при концентрации активного вещества 0,5-5,0 мас. % в водном растворе, перед закачкой водного раствора поверхностно-активного вещества закачивают оторочку углеводородного раствора продукта совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 при концентрации активного вещества 0,5-5,0 мас. % в углеводородном растворе, закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5 при общем расходе поверхностно-активного вещества 0,5-1,50% от объема пор пласта.

Существенными признаками предлагаемого технического решения являются следующие:

1. Закачка через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества.

2. Отбор пластовых флюидов через добывающие скважины.

3. В качестве поверхностно-активного вещества используют продукт совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12.

4. Концентрация активного вещества 0,5-5,0 мас. % в водном растворе.

5. Перед закачкой водного раствора поверхностно-активного вещества закачивают оторочку углеводородного раствора продукта совместной переработки кислых нефтяных гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4.

6. Концентрация активного вещества 0,5-5,0 мас. % в углеводородном растворе.

7. Закачку оторочек осуществляют за два цикла.

8. Соотношение объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5.

9. Общий расход поверхностно-активного вещества 0,5-1,5% от объема пор пласта.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом. Признаки 3-9 являются существенными отличительными признаками.

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных нефтяных пластов методом заводнения происходит опережающее обводнение высокопроницаемых прослоев и практически полное отключение из разработки нефтенасыщенных малопроницаемых пропластков. Это приводит к раннему обводнению добывающих скважин и низким коэффициентом нефтеотдачи. Даже при благоприятном сочетании факторов, влияющих на отдельные показатели эффективности заводнения, текущие коэффициенты нефтеотдачи при обводненности добывающих скважин 80-95% составляют 0,54-0,65, а остаточная нефтенасыщенность кернов колеблется от 20 до 28% ; при неблагоприятном сочетании факторов нефтеотдача уменьшается до 0,20-0,25 и даже до 0,10-0,15. Из приведенных данных следует, что остаточные запасы нефти в зонах неоднородных пластов, не охваченных заводнением, при обводненности продукции порядка 90% огромны. Поэтому на большинстве месторождений имеется необходимость повышения эффективности заводнения за счет выравнивания проницаемостей разнопроницаемых пропластков и снижения в них нефтенасыщенности, что приведет к дополнительной добыче нефти. Эта задача может быть частично выполнена с помощью предлагаемого технического решения, основанного на совместном применении углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В.

Нефтенол Н и нефтенол В представляют продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходы от производства олеумной и сернокислотной очистки масел) и оксиэтилированных алкилфенолов соответственно АФ9-4 и АФ9-12. Продукты выпускаются по технологии ВНИИПАВ в соответствии с ТУ 38.507-63-091-90 ПО "Горькнефтеоргсинтез" с содержанием активного вещества 60-80 % . Внешний вид - вязкие коричневого цвета жидкости. Нефтенол Н хорошо растворяется в углеводородной жидкости, а нефтенол В - в воде практически любой минерализации и жесткости.

Поставленная цель - повышение нефтеотдачи неоднородного пласта за счет выравнивания проницаемости разнопроницаемых пропластков и повышения степени извлечения нефти достигается благодаря индивидуальным свойствам применяемых растворов: растворимости углеводородного раствора нефтенола Н в нефти и растворимости водного раствора нефтенола В в пластовой воде и образования при взаимодействии двух растворов поверхностно-активных веществ в пористой среде эмульсионной вязкой фазы, создающей в более проницаемых прослоях повышенное фильтрационное сопротивление и обладающей высокой нефтевытесняющей способностью.

Эффективность способа увеличения нефтеотдачи неоднородного пласта изучали в лабораторных условиях путем попеременной закачки углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В в заводненную модель неоднородного пласта с различающимися на порядок величинами проницаемости слоев. Для количественной оценки принимали прирост (по сравнению с обычным заводнением) коэффициента нефтеотдачи в зависимости от следующих параметров:

- количество циклов закачки (N);

- соотношение объемов закачки углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В (k);

- концентрация нефтенола Н в углеводородной жидкости и нефтенола В в воде (С);

- параметра сближения проницаемостей слоев на момент окончания закачки растворов нефтенола Н и нефтенола В ();

- суммарного (с учетом активности) количества расходуемого поверхностно-активного вещества как произведение концентрации вещества на объем оторочки, выраженного в % объема пор пласта (Q).

При подготовке изобретения использовали: нефтенол Н с активностью 63,6% и нефтенола В с активностью 78,2% . Для приготовления углеводородных растворов нефтенола Н использовали толуол по ГОСТ 5789-78 для приготовления водных растворов нефтенола В и в опытах по фильтрации в качестве водной фазы использовали воду с минерализацией 18 г/л (15,5 г/л хлористого натрия + 2,5 г/л хлористого кальция), которая соответствует минерализации сеноманской воды, применяемой при заводнении пластов западно-сибирских месторождений.

Эксперименты проводили на установке, состоящей из модели неоднородного пласта, системы поддержания постоянного расхода и температуры, датчиков давления и контрольно-измерительных приборов.

В качестве моделей пласта использовали цилиндрические трубки из нержавеющей стали длиной 70 см и диаметром 2 см. Пористой средой служил кварцевый песок, который после различного времени помола и упаковки в трубки имел проницаемость 1,0-1,2 мкм² и 0,10-0,12 мкм² ( = 10).

Моделирование слоистой неоднородности пласта осуществляли путем установки двух параллельных трубок (образцов) различной проницаемости с общим входом и раздельными выходами. Перепад давления фиксировали по каждому слою, из которых производился отбор проб выходящих жидкостей. Опыты проводили при пластовой температуре 65^оС; подачу жидкостей при пластовой скорости 0,5 м/сут осуществляли с помощью дозировочных насосов, а перепады давления измеряли с помощью датчиков дифференциального давления.

Методика проведения опытов была следующая. После подготовки образцов пористой среды (набивки песком, взвешивания, вакуумирования, насыщения водой и повторного взвешивания, что позволило определить объем пор каждого образца) модель пласта устанавливали в термостатированную ванну и определяли проницаемость по воде. Воду из каждого образца отдельно вытесняли самотлорской нефтью, затем нефть одновременно из обоих образцов вытесняли водой. После создания остаточной нефтенасыщенности определяли коэффициент нефтеотдачи после обычного заводнения - _в и подвижность воды в каждом образце.

На следующем этапе в неоднородную модель пласта закачивали рассчитанные объемы оторочек углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В, после чего снова закачивали воду. Определяли количество дополнительно извлеченной остаточной нефти и изменение соотношения подвижностей.

Прирост коэффициента нефтеотдачи () рассчитывали как разность между конечной нефтеотдачей (_к) и нефтеотдачей после обычного заводнения (_в), т. е. = _к - _в .

Коэффициент нефтеотдачи неоднородной модели пласта после обычного заводнения изменялся от 0,58 до 0,60.

Результаты опытов по оценке эффективности способа повышения нефтеотдачи неоднородного пласта приведены в таблице.

Анализ этих результатов показывает, что применение двух растворов нефтенола Н и В при периодической их закачки в неоднородную модель пласта с равными концентрациями нефтенола Н и нефтенола В в диапазоне 0,5-5,0% и соотношении объемов растворов соответственно от 1: 1 до 1: 5 при затратах поверхностно-активных веществ в количестве 0,5-1,5% объема пор обеспечивало выравнивание разнопроницаемых пропластков и дополнительное извлечение остаточной нефти. Наибольший эффект по сближению проницаемостей ( = = 9-10 до 1,0-1,2) и нефтеизвлечению ( = = 29,5-31,5% ) достигался при использовании 3% -ных растворов нефтенолов Н и В при закачке в два цикла.

Анализ результатов опытов, приведенных в таблице, показывает, что применение двух растворов поверхностно-активных веществ: углеводородного нефтенола Н и водного нефтенола В при периодической их закачке в неоднородную модель пласта с равными концентрациями нефтенола Н и нефтенола В в диапазоне 0,5-5,0% и соотношении объемов растворов соответственно от 1: 1 до 1: 5 при затратах поверхностно-активных веществ в количестве 0,5-1,5% объема пор обеспечивает выравнивание ( от 9-10 до 0,9-1,1) и дополнительное извлечение остаточной нефти. Наибольший эффект по сближению проницаемостей ( = 1) и по дополнительному нефтеизвлечению ( = 29,5-31,5% ) достигается при закачке 3% -х растворов в два цикла.

При использовании прототипа подобных результатов получено не было.

Применение предлагаемого способа позволяет осуществить выравнивание высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев неоднородного пласта и существенно увеличить нефтеотдачу за счет совместного использования углеводородного раствора нефтенола Н и водного раствора нефтенола В. Технология применения способа основана на использовании существующего нефтепромыслового оборудования и доступных химпродуктов.