способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что в пласт с малоактивной нефтью закачивают водный раствор щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом с предварительно определенной оптимальной концентрацией, после чего скважину останавливают на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого при проведении процесса капиллярной пропитки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам повышения нефтеотдачи неоднородных пластов и может быть использовано при вытеснении малоактивных нефтей.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку оторочку щелочного раствора и полимера с последующим переходом на обычное заводнение (см. кн. "Щелочное заводнение" А. Т. Горбунов, Л. Н. Бученков, М. Недра, 1989, с. 40-47).

Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения малоактивной нефти.

Проведенные исследования показали, что из-за адсорбции полимера в зоне смещения растворов гидроокиси натрия и полимера значительно ухудшается процесс капиллярной пропитки, происходит потеря активности закачиваемых оторочек и, как следствие, снижение эффективности вытеснения.

Известен также способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку оторочки раствора полимера с добавлением каустической соды (см. патент Великобритании N 213664, кл. Е 21 В 43/22 от 7.11.1984 г.).

Однако коэффициент вытеснения нефти при использовании этого способа остается низким, т.к. из-за изменения физико-химических свойств полимера и щелочи исключается вероятность образования поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижаются эмульгирующие свойства, щелочь действует в основном как осадкообразователь. Поэтому данный способ может быть использован эффективно только для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и изолирования водопритока в добывающих скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочки раствора смеси щелочи и ПАВ, а затем полимерного раствора с последующим переходом на обычное заводнение (см. кн. "Щелочное заводнение" А. Т. Горбунов, Л. Н. Бученков, М. Недра, 1989, с. 48-49).

Достоинством способа является то, что происходит снижение потребления щелочи при приготовлении закачиваемой оторочки и сохранение межфазного натяжения на границе с нефтью.

Недостатком способа является низкий коэффициент вытеснения при разработке нефтяных пластов с малоактивными нефтями.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности процесса вытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и полимерного раствора с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину.

Новым является то, что в пласт с малоактивной нефтью закачивают водный раствор щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом с предварительно определенной оптимальной концентрацией, после чего скважину останавливают на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого при проведении процесса капиллярной пропитки.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. При закачке оторочки щелочного раствора в пласт характер смачиваемости поверхности пород преимущественно меняется с гидрофобного на гидрофильный. В результате этого эффекта в пористой среде происходит самопроизвольное перераспределение смачиваемой (щелочной + ПАВ раствор) и несмачивающей (нефть) фаз таким образом, чтобы смачивающая фаза занимала мелкие поры, а несмачивающая - крупные, т.е. происходил процесс капиллярной пропитки. При таком распределении фаз достигается минимум свободной поверхностной энергии. Щелочной + ПАВ раствор интенсифицирует процесс капиллярной пропитки за счет адсорбции на границах раздела фаз поверхностно-активных веществ, образуемых в результате реакции щелочи с кислотными компонентами нефти. Как следствие, происходит уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-щелочной раствор. Так как величина капиллярных сил пропорциональна поверхностному натяжению на границе фаз, то снижение поверхностного натяжения способствует более полному диспергированию нефти в пласте, ранее удерживаемой капиллярными силами. Полнота капиллярного вытеснения существенно зависит от времени капиллярной пропитки. Оптимальный промежуток времени, необходимый для эффективного прохождения процесса капиллярной пропитки, определяется исходя из лабораторных исследований для конкретного объекта воздействия. По истечении времени, отведенного на капиллярную пропитку, нагнетательная скважина приводится в действие и производится закачка оторочки полимера. Полимерный раствор вступает во взаимодействие со скелетом пористой среды. Это вызывает адсорбцию молекул полимера, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и ухудшают фильтрацию воды в поровых каналах и, как следствие этого, повышается охват пласта заводнением.

Все эти факторы в совокупности позволяют повысить эффективность процесса вытеснения малоактивной нефти прирост коэффициента вытеснения для неоднородной модели пласта достигает в среднем 8,8% против 4,9% по прототипу.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый объект отвечает критерию "существенные отличия".

В промысловых условиях способ осуществляется следующим образом.

После приготовления раствора смеси щелочи и ПАВ на узле растворения он поступает в резервуарный парк, откуда подается на насосную станцию и закачивается в пласт. Производительность установки по подготовке и закачке раствора реагента выбирается исходя из проектного расхода реагента. Оптимальная концентрация щелочи + ПАВ выбирается по результатам лабораторных исследований для конкретного месторождения. После закачки оторочки раствора смеси щелочи и ПАВ, производят остановку нагнетательной скважины на время, достаточное для максимального проявления эффекта капиллярной пропитки. Полимерный раствор готовится на установке дозированной подачи типа УМР 125/250. По истечении времени, отведенного на капиллярную пропитку, полимерный раствор подается в нагнетательную линию насосной станции и закачивается в пласт. После закачки оторочки полимерного раствора переходят на обычное заводнение.

Технологическую эффективность предлагаемого и известного способов определяли сравнением коэффициентов нефтевытеснения, полученных в лабораторных условиях в сопоставимых условиях проведения экспериментов.

Предварительно в лабораторных условиях была исследована активность смеси растворов различных концентраций гидроокиси натрия и ПАВ по отношению к нефти Березовского месторождения по изменению поверхностного натяжения на границе нефть-раствор смеси щелочи и ПАВ при различных концентрациях реагентов в растворе. Для приготовления растворов смеси щелочи и ПАВ использовали кристаллический твердый едкий натрий ГОСТ 2263-79 ТХ, водорастворимое неионогенное ПАВ оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 (АФ-12) и водопроводную воду. Затем были проведены исследования по изучению капиллярной пропитки приготовленных растворов по следующей методике: 12-ти граммами кварцевого песка засыпали 3 мл Березовской нефти, находящейся в обычных пробирках с пробками. Пробирки ставили на 1 сутки в темное место для установления адсорбционного равновесия, после чего пористую среду заливали исследуемыми растворами. В процессе пропитки пористой среды растворами вытесняемая нефть всплывала на поверхность раствора, количественное содержание которой определяли после разбавления бензолом фотоколориметрически. Через коэффициент светопоглощения и исходной и вытесненной нефти определяли коэффициент вытеснения по формуле:



где D оптическая плотность бензольного раствора вытесненной нефти; v - объем бензола, взятый для разбавления вытесненной нефти, мл; К_cп - коэффициент светопоглощения исходной нефти; V количество исходной нефти, взятое для пропитки пористой среды, мл.

Изменение коэффициента вытеснения по оптической плотности бензольного раствора во времени показывает динамику капиллярного вытеснения нефти из породистой среды исследуемыми растворами (см. фиг. 1).

Эффективность капиллярного вытеснения нефти растворами смеси щелочи и ПАВ определяли в течение 100 сут.

Исследования показали, что через некоторое время интенсивность капиллярной пропитки замедляется (точка А на фиг. 1), причем продолжительность интенсивного роста К_выт при капиллярной пропитке зависит от концентрации химреагентов в растворе и меняется от 45 до 70 сут. Затем по результатам экспериментов построили график зависимости К_выт от межфазного натяжения на границе раствор смеси щелочи + ПАВ и нефть (фиг. 2). По этой зависимости находили точку выполаживания кривой (точка Б на фиг. 2). Соответственно, зная оптимальное межфазное натяжение по лабораторным данным находили оптимальную концентрацию щелочи и ПАВ в смеси, позволяющие снизить значение межфазного натяжения до оптимального.

Исследования показали, что коэффициент вытеснения смесью в составе 0,125% щелочи (NaOH) и 0,06% ПАВ (АФ-12) является наиболее высоким по сравнению с меньшими концентрациями соответствующих растворов и изменяется от 0,415 до 2,875% причем после 65 сут контакта нефтенасыщенной пористой среды с исследуемым раствором коэффициент капиллярного вытеснения практически не изменяется. Увеличение же концентрации растворов не оказывает существенного влияния на изменение коэффициента вытеснения, но приводит к удорожанию процесса в целом.

После проведенных экспериментальных исследований по отбору оптимальной концентрации щелочи и ПАВ и времени капиллярной пропитки были проведены исследования по вытеснению на моделях пласта.

Испытания проводили на линейных моделях пласта длиной 100 см диаметром 2,5 см, на насыпных пористых средах. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок. Абсолютная проницаемость составила 0,5 мкм², пористость 36% Модель пласта насыщали углеводородной жидкостью моделью нефти бобриковского горизонта Березовского месторождения, вязкостью 49,5 мПас, кислотным числом 0,06 мгКОН/1 г нефти. В проводимых опытах моделировалась связанная вода. Для этого модуль вакуумировали, а затем насыщали пластовой водой. Насыщение модели нефтью вели до прорыва нефти и прокачки одного порового объема жидкости. По вытесненному количеству пластовой воды определяли начальные водо- и нефтенасыщенности. Насыщенность связанной водой составляла 25% Проводились опыты как на однородных, так и неоднородных моделях пласта. В неоднородной модели создавали два пропластка с разной проницаемостью. Соотношение проницаемой пропластков составляло 1:15 (0,1:1,5 мкм²). В качестве пластовой воды использовали пластовую воду Березовского месторождения, плотностью 1,19 г/см³.

Размер оторочки смеси щелочи и ПАВ составил 20% от объема порового пространства модели. В качестве раствора полимера использовали 0,05%-ный раствор полимера марки РД-1030, объем которого был равен 5% от объема пор.

При испытании предлагаемого способа перед закачкой в пласт полимерного раствора модель закрыли на 65 сут, а при проведении опытов по известному способу закачку первого и второго растворов осуществляли последовательно без этапа капиллярной пропитки. В обоих опытах концентрации реагентов брали одинаковыми.

В таблице приведены усредненные по трем опытам результаты лабораторных исследований предлагаемого способа вытеснения малоактивной нефти смесью изононилфенилов с 6 9 12 группами окиси этилена 0,06% с гидроокисью натрия 0,125% мас. концентрации.

Из таблицы видно, что конечный коэффициент вытеснения по предлагаемому способу мало изменяется в зависимости от состава оторочки и составляет в среднем 66,6% и 57,3% для однородной и неоднородной модели пласта соответственно, против 62,5% и 53,3% по прототипу. Прирост коэффициента вытеснения составляет в среднем 4,1% и 4% соответственно на однородных и неоднородных моделях пласта. В идентичных условиях проведения экспериментальных работ было проведено влияние полимера марки CS 34 и 35 на конечный коэффициент вытеснения. При этом установлено, что полимер не оказывает существенного влияния на конечный результат.

Кроме того, было проведено несколько опытов по вытеснению нефти с оторочкой, содержащей 0,25% Na₂CO₃ (карбонат натрия) + 0,06% АФ 12 этот состав является оптимальным с точки зрения поставленной цели. Прирост коэффициента вытеснения по сравнению с прототипом составил соответственно 3,8 и 3,5%

Технико-экономический эффект от внедрения предлагаемого способа можно показать на примере залежи бобриковского горизонта Березовского месторождения. Возьмем пятиточечный элемент. Расстояние между добывающими скважинами 400 м. Средняя пористость 0,209, средняя нефтенасыщенная толщина 2,24 м, нефтенасыщенность 0,79, плотность нефти в поверхностных условиях 0,93 г/см³. Исходя из этих данных рассчитываем начальные запасы нефти в этом элементе. Они составляют 55,033 тыс.т.

Внедрение предлагаемого изобретения не требует дополнительных капитальных вложений и объем экономического эффекта зависит от прибыли, полученной от реализации дополнительно добытой нефти. Увеличение нефтеотдачи на 4,0% дает возможность дополнительно добыть 2,201 тыс.т нефти.