способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и структурообразующего реагента, отличающийся тем, что в качестве структурообразующего реагента берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами и дополнительно проводят выдержку.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку водного раствора силиката натрия и цеолитсодержащий породы, предварительно обработанной серной или соляной кислотами, осуществляют одновременно или последовательно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока к добывающим скважинам.

Известен способ изоляции водопритока к скважину закачкой состава, содержащего силикат натрия, многоатомный спирт, электролит, древесную муку и воду (см. патент РФ N 2081297, МКИ E 21 B 33/138, публ. 1997 ).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие использования многокомпонентного состава с содержанием компонентов с большими массовыми долями, а также из-за дороговизны его при использовании для обработки нагнетательных скважин, где требуются большие объемы реагентов.

Известен вязкопластичный материал для изоляции пластов, содержащий гипан, жидкое стекло, регулятор гелеобразования, инертный наполнитель, добавку, набухающую в воде, и воду (см. авт. свид. СССР N 1416669, МКИ E 21 B 38/138, публ. 1988).

Недостатком данного материала является короткий срок гелеобразования, недостаточная прочность геля и многокомпонентность.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката щелочного металла и водного раствора металлов, являющихся структурообразующим агентом для силиката щелочного металла (патент РФ N 2074956, E 21 B 43/22, 1993).

Известный способ недостаточно эффективен вследствие ограниченности области применения способа.

Задачей изобретения является создание высокоэффективного экологически чистого способа разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет выравнивания приемистости нагнетательных скважин и изоляции водопритока к добывающим скважинам повысить нефтеотдачу нефтяной залежи.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водного раствора силиката натрия и структурообразующего агента, в качестве структурообразующего реагента берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами, и дополнительно проводят выдержку.

Преимущественно закачку водного раствора силиката натрия и цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной серной или соляной кислотами, осуществляют одновременно или последовательно.

Силикат натрия, получаемый при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой, берут по ГОСТ 13078-81.

Соляную кислоту по ГОСТ 3118-77, серную - по ГОСТ 2184-77.

Цеолитсодержащая порода представляет собой осадочную породу, содержащую от 4 до 95% микропористых цеолитов, а также сопутствующие минералы, как полевой шпат, кварц, слюда, глина.

Цеолит представляет собой алюмосиликаты, главным образом Ca или Na (см. Временные методические рекомендации по проведению геологоразведочных работ и оценка качества цеолитсодержащих пород. Казань, ВНИИГЕОЛОГОНЕРУД, 1990).

Наличие в составе цеолитов ионов алюминия дает возможность использовать их в качестве гелеобразователей. Для выделения ионов алюминия из цеолитсодержащей породы ее предварительно обрабатывают слабыми растворами соляной или серной кислот. Происходит реакция с выделением в раствор солей AlCl₃, Al₂(SO₄)₃. Далее после закачки реагентов в пласт при взаимодействии силиката натрия, имеющего щелочную реакцию, с солями алюминия происходит образование гелеобразной системы преимущественно в высокопроницаемой зоне пласта. Остатки цеолитсодержащей породы увеличивают вязкость гелеобразной системы и предохраняют ее от размыва при последующей фильтрации воды в пласте.

Происходит изоляция высокопроницаемых зон пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и вовлечению в разработку зон, ранее не охваченных воздействием.

При закачке через добывающую скважину водного раствора силиката натрия и обработанной кислотой цеолитсодержащей породы происходит образование гелеобразной системы в промытых каналах пласта, что приводит к изоляции водопритока в скважине и снижению обводненности добываемой продукции.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности способа разработки нефтяной залежи путем использования экологически безвредного для окружающей среды метода.

Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промышленных условиях осуществляется следующим образом. В обводненный пласт через нагнетательную или добывающую скважины закачивают с помощью насосного агрегата водный раствор силиката натрия 5,0 - 15,0% концентрации и предварительно приготовленную суспензию цеолитсодержащей породы, обработанной кислотами. Для приготовления 5,0 - 10,0% суспензии цеолитсодержащую породу заливают раствором соляной кислоты или серной и оставляют на 4 - 10 часов для реагирования. Концентрацию кислот подбирают таким образом, чтобы она полностью прореагировала с породой и после прохождения реакции среда стала нейтральной. Пределы изменения концентрации кислоты от 0,5 до 2%. Соотношение между водным раствором силиката натрия и суспензией обработанной кислотами цеолитсодержащей породы, составляет 1:1, их рабочие концентрации зависят от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Процесс гелеобразования происходит в поровом пространстве в течение 3 - 5 суток.

Закачку водного раствора силиката натрия и обработанной кислотами суспензии цеолитсодержащей породы проводят одновременно или циклически чередующимися оторочками. Общее количество закаченных реагентов составляет 0,15 - 0,3 ПО. Объемы оторочек реагентов вычисляют путем деления общего объема на число циклов. Проводят 1 - 2 цикла обработки.

Подбор концентрации и объемов закачиваемых реагентов позволяет использовать их как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах.

Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по коэффициенту прироста нефтеотдачи и изменению проницаемости после обработки реагентами.

Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух стеклянных трубок с общим входом. Кварцевый песок, которым набивают модель, подбирают так, чтобы смоделировать пласты с большей неоднородностью по проницаемости. Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью. Определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из пласта проводят практически до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка модели.

Пример 1 (заявляемый способ)

В модель пласта одновременно закачивают 5,0% водный раствор силиката натрия и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0% соляной кислотой, в количестве 0,3 V пор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 20,0% (см. табл. пример 1).

Пример 2.

В модель пласта последовательно закачивают 15,0% водный раствор силиката натрия в количестве 0,075 V пор и 10,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 2,0% соляной кислотой, в количестве 0,15 V пор, обработку проводят в 2 цикла. Проводят выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 25,8% (см. табл. пример 2).

Пример 3.

В модель пласта одновременно закачивают 8,0% водный раствор силиката натрия и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 0,5% серной кислотой в количестве 0,3 V пор. Проводят выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 20,9% (см. табл. пример 3).

Пример 4.

В модель пласта последовательно закачивают 5,0% водный раствор силиката натрия в количестве 0,15 V пор и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0% серной кислотой, в количестве 0,15 V пор. Обработку проводят в 2 цикла. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 24,5% (см. табл. 1, пример 4).

Пример 5.

В модель пласта последовательно закачивают 15,0% водный раствор силиката натрия, затем раствор хлорида алюминия в объемном соотношении 3:1 соответственно. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 16,0% (см. табл. 1 пример 5).

Эффективность ограничения водопритока при использовании заявляемого способа и способа-прототипа проводят на линейных моделях, представляющих собой стеклянные трубки длиной 1 м и диаметром 20 мм, заполненные молотым песком. Ввод реагентов проводят в направлении, противоположном фильтрации воды. После ввода испытываемых реагентов и проведения технологической выдержки в течение 3 - 5 суток проводят фильтрацию воды, затем замеряют скорость фильтрации жидкости при постоянном давлении. Результаты исследований приведены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы 2, при использовании заявляемого способа проницаемость модели уменьшается от 88,9% до полного отсутствия фильтрации через модель.

Применение предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить коэффициент прироста нефтеотдачи в среднем на 4,0 - 9,8%, уменьшить водоприток к добывающим скважинам, улучшить экологическую обстановку в нефтедобывающем районе.