способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения заводнением путем селективной изоляции пластов, включающий закачку в пласт оторочки раствора на основе силиката натрия - жидкого стекла, отличающийся тем, что предварительно раствор силиката натрия перемешивают с раствором аммиачной селитры в пресной воде до получения однородного раствора, а после него закачивают воду в объеме, не менее чем в два раза превышающем объем оторочки, при следующем соотношении компонентов раствора, мас.%:

Силикат натрия - жидкое стекло - 20,0 - 40,0

Аммиачная селитра - 3,0 - 7,0

Пресная вода - Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный раствор аммиачной селитры дополнительно содержит анионактивное поверхностно-активное вещество - ДС-РАС, сульфонол в количестве 1 - 3% от массы раствора на основе силиката натрия.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений селективной изоляцией промытых высокопроницаемых зон пласта.

Известны способы разработки нефтяных месторождений, в которых для ограничения водопритока закачивают раствор силиката натрия (жидкого стекла), непосредственно перед закачкой смешанного с раствором соляной кислоты (Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 62) или органической кислоты (патент США N 5351757, кл. 166-270, 1994). Способы основаны на способности силиката натрия при взаимодействии с кислотами образовывать гель кремниевой кислоты, который в пластовых условиях блокирует промытые пропластки. Однако из-за высокой скорости реакции гелеобразования возможно использование этого способа для воздействия только на призабойную зону пласта, не влияя на удаленные участки.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции высокопроницаемых пропластков, состоящий в закачке оторочки раствора силиката натрия в пласт. Он основан на взаимодействии силиката натрия и солей двухвалентных металлов, содержащихся в пластовой и закачиваемой водах. В растворе силиката натрия при смешении с солями образуется гелеобразный осадок, который снижает проводимость пористой среды и способствует повышению нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением. (Г.З. Ибрагимов и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 191). Недостатком способа является возможность использования его для пластов с высокой минерализацией пластовых или закачиваемых вод. При содержании в водах ионов металла менее 1,2 г/л, чтобы образовать гелевый осадок, до и после закачки раствора силиката натрия в пласт закачивают определенное количество 5%-ного раствора хлористого кальция. Применяемые же в виде двух растворов компоненты в пористой среде плохо перемешиваются, в результате закупоривающий гель не получается или образуется не во всем объеме и имеет низкие структурно-механические свойства, что снижает эффективность способа.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении путем перераспределения фильтрационных потоков в пласте и увеличения коэффициента нефтевытеснения.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения заводнением путем селективной изоляции пластов, включающем закачку в пласт оторочки раствора на основе силиката натрия-жидкого стекла, предварительно раствор силиката натрия перемешивают с раствором аммиачной селитры в пресной воде до получения однородного раствора, а после него закачивают воду в объеме не менее, чем в два раза превышающем объем оторочки при следующем соотношении компонентов раствора, мас.%:

Cиликат натрия (жидкое стекло) - 20,0 - 40,0

Аммиачная селитра - 3,0 - 7,0

Пресная вода - Остальное.

Указанныйраствор может дополнительно содержать анионактивное поверхностно-активное вещество, например ДС-РАС, сульфонол в количестве 1-3% от массы раствора на основе силиката натрия.

Перед закачкой в скважину в емкость с пресной водой через эжектор загружают аммиачную селитру (или аммиачную селитру и анионактивное ПАВ) и перемешивают до полного растворения, затем раствор аммиачной селитры (или аммиачной селитры и анионактивного ПАВ) постепенно подают в емкость с раствором силиката натрия, осуществляют перемешивание до получения однородного раствора, после чего закачивают в пласт в виде оторочки. Затем для разбавления раствора в пласте скважины подключают к высоконапорному водоводу и продолжают заводнение.

Возможность увеличения охвата пласта воздействием основана на свойстве системы силикат натрия-аммиачная селитра-вода при разбавлении закачиваемыми или пластовыми водами любой минерализации в пластовых условиях образовывать в пористой среде гель.

В растворах, используемых в данном способе, при температурах до 50^oC гелеобразование не происходит, так как подавляется процесс гидролиза аммиачной селитры, обуславливающий гелеобразование в растворе силиката натрия. При разбавлении водой гидролиз существенно интенсифицируется и приводит в конечном счете к образованию объемного геля кремниевой кислоты, который, блокируя промытые зоны пласта, увеличивает охват пласта заводнением.

В таблице приведены типичные результаты исследований при 50^oC времени гелеобразования реологических свойств гелеобразующих растворов и гелей, полученных при разбавлении состава сеноманской водой, содержащей 0,57 г/л ионов двухвалентных металлов. Модель сеноманской воды содержит 13,7 г/л NaCI; 1,3 г/л CaCl₂; 0,39 г/л MgCl₂; 0,27 г/л КНСО₃. Для получения гелей с высокой вязкостью необходимо разбавить растворы не менее, чем в 2 раза (таблица).

Измерение вязкости растворов и гелей производят вибрационным вискозиметром по известной методике (А.Н. Соловьев, А.Б. Каплун. Вибрационный метод измерения вязкости жидкостей. М.: Наука, 1970, с. 119). В герметично закрывающиеся титановые ячейки помещают по 20 мл исследуемого раствора, выдерживают определенное время при 50^oC до образования геля, затем охлаждают до 20^oC и измеряют вязкость.

Растворы силиката натрия как щелочные буферные системы с максимумом буферной емкости в области pH 9,0-10,5, имеют высокую нефтевытесняющую способность, кроме того, они усиливают нефтеотмывающую способность анионактивного ПАВ.

Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем.

В автоцистерну с пресной водой через эжектор загружают аммиачную селитру (или аммиачную селитру и анионактивное ПАВ) и перемешивают до полного растворения. Получают водный раствор аммиачной селитры или водный раствор аммиачной селитры и анионактивного ПАВ. В емкость для приготовления раствора загружают силикат натрия (жидкое стекло) в необходимом количестве. При использовании порошкообразного силиката натрия в емкость сначала наливают пресную воду, затем при постоянном перемешивании загружают необходимое количество силиката натрия. После полной загрузки силиката натрия в ту же емкость постепенно подают водный раствор аммиачной селитры или аммиачной селитры и анионактивного ПАВ при постоянном перемешивании. Перемешивание осуществляют агрегатом типа УН 1 630 х 700 А, УНЦ 1 160 x 50 К (или аналогичного типа) до получения однородного раствора. После этого насосным агрегатом осуществляют закачку раствора в скважину.

Сразу после окончания закачки скважину подключают к высоконапорному водоводу и осуществляют закачку воды в объеме, не менее чем в 2 раза превышающем объем оторочки гелеобразующего раствора.

В пористой среде пласта при пластовой температуре в результате разбавления в процессе фильтрации гелеобразующие растворы переходят в гелеобразное состояние, что позволяет использовать их в технологиях повышения нефтеотдачи, ориентированных на увеличение охвата пласта заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта.

Эффективность применения указанного способа оценивают по результатам исследования фильтрации через водонасыщенные модели пласта и в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью.

Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала, нефть пласта A₁ Советского месторождения и модель сеноманской воды.

Вытеснение нефти водой осуществляют до полной обводненности продукции из обеих колонок. Замеряют давление на входе и выходе, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки через 5-15 минут. По полученным данным рассчитывают подвижность жидкостей к/м, мкм² (мПас) и коэффициент вытеснения нефти водой, К_В,%.

После вытеснения нефти водой в обводненную модель пласта закачивают оторочку гелеобразующего состава. Затем осуществляют прокачку не менее, чем двукратного объема модели сеноманской воды, чтобы непосредственно в модели пласта произошло разбавление раствора. После этого модель выдерживают 18-25 часов при 50-55^oC для образования объемного геля и продолжают нагнетание воды. Также замеряют давления на входе и выходе, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки.

Кроме того, определяют pH и концентрацию аммиачной селитры в воде на выходе из колонок. По полученным данным рассчитывают подвижность жидкостей к/, абсолютный коэффициент вытеснения нефти водой и составом, прирост коэффициента нефтевытеснения, а также строят концентрационный профиль выхода аммиачной селитры из колонок и значений pH.

Проницаемость моделей пласта находилась в интервале: для более низкопроницаемых колонок 0,100-0,127 мкм², для высокопроницаемых - 0,490-0,560 мкм², соотношение исходных газопроницаемостей моделей варьировалось от 3,8 до 5,6. Так как закачка гелеобразующих составов во всех опытах производилась одновременно в обе колонки, то в более низкопроницаемые колонки входило меньшее количество гелеобразующего раствора по сравнению с высокопроницаемыми. В результате величина оторочки гелеобразующего раствора в более низкопроницаемых колонках составила 0,162-0,166 поровых объема, а высокопроницаемых 0,303-0,341 поровых объема. После закачки гелеобразующего состава и образования геля за счет разбавления водой в модели пласта наблюдалось резкое снижение подвижности жидкости в высокопроницаемых колонках, выравнивание профиля приемистости или перераспределение фильтрационных потоков в модели (фиг. 1,3). Выход аммиачной селитры из колонок предшествует увеличению коэффициента нефтевытеснения, которое происходит симбатно с увеличением pH (фиг. 2). Прирост коэффициентов нефтевытеснения находится в пределах 12-15%.

В качестве примера на фиг. 1-3 представлены изменения подвижности жидкости, коэффициента нефтевытеснения, концентрационный профиль выхода аммиачной селитры и значений pH для составов гелеобразующих растворов:

1-20,0 мас. % силиката натрия, 3,0 мас.% аммиачной селитры, 77,0 мас.% пресной воды (фиг. 1,2); 2-20,0 мас.% силиката натрия, 3,0 мас.% аммиачной селитры, 3,0 мас.% ДС-РАС, 74,0 мас. % пресной воды (фиг. 3).

Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа происходит комплексное воздействие на неоднородный пласт - перераспределение фильтрационных потоков, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением, и доотмыв остаточной нефти, приводящий к увеличению коэффициента нефтевытеснения, что в конечном счете приводит к увеличению нефтеотдачи.