состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта

Формула изобретения

Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий жидкое стекло, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит латекс при следующем соотношении компонентов, %:

Жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) - 0,1 - 10,0

Латекс (в пересчете на сухое вещество) - 0,01 - 10,00

Вода - Остальноео

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Известны составы для регулирования проницаемости неоднородных пластов, основанные на использовании силикатно-щелочных реагентов и водорастворимых полимеров (Е. Н. Сафонов, Р.Х.Алмаев "Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана" - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.71-181). Недостатками известных способов является недостаточная эффективность.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений, основанный на закачке в пласт полимердисперсных составов на основе глинистых растворов (Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Нефтепромысловое дело, 1990, N7, с.49-52). Недостатком его является недостаточная эффективность, связанная с плохой фильтруемостью закачиваемых растворов в неоднородный пласт.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является состав, содержащий жидкое стекло, добавку (водорастворимый органический полимер) и воду (Е.Н.Сафонов, Р.Х.Алмаев "Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана" - РИЦ АНК Башнефть, 1997, с.106-125). Недостатком его является недостаточная эффективность.

Целью изобретения является повышение эффективности воздействия. Указанная цель достигается применением состава, содержащего жидкое стекло, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки содержит латекс при следующем соотношении компонентов, %:

Жидкое стекло (в пересчете на силикат натрия) - 0,1 - 10,0

Латекс (в пересчете на сухое вещество) - 0,01 - 10,00

Вода - Остальное

В составе используется жидкое стекло (раствор в воде силиката натрия), в том числе по ГОСТ 13078-81, или порошок силиката натрия, например, по ТУ 2145-015-13002578-94, или водные растворы силикатов натрия, например, по ТУ 2145-014-13002578-94 и т.п.

В заявляемом составе используются стабилизированные или нестабилизированные синтетические или натуральные латексы (устойчивые мелкодисперсные взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде). Нестабилизированные латексы коагулируют при смешении с минерализованными водами и растворами, а стабилизированные латексы не образуют осадков при смешении с высокоминерализованными водами нефтяных месторождений. Можно использовать синтетические латексы различных марок (например, СКС-65 ГП и СКС-65 ГПБ по ТУ 38.303-05-45-94) и латексы - полупродукты дня получения каучуков (например, каучука СКСМ-АР-30). В качестве стабилизаторов латексов используют неионногенные поверхностно-активные вещества (НПАВ) типа оксиэтилированных алкилфенолов и их производных (OП-7, OП-10 марки "Неонол", марки "Синтерол" и т.п.). Стабилизатор вводится в товарную форму нестабилизированного латекса в массовой концентрации 1-10%.

Состав готовят путем растворения компонентов в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м³ или в их смеси. Закачивание состава в пласт можно осуществлять по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) и по разовой технологии (в отдельные скважины).

Эффективность заявляемого состава достигается следующим образом. При взаимодействии в растворе коллоидных частиц латекса и молекул силиката натрия полимера происходит образование латексно-силикатных комплексов. Крупные латексно-полимерные комплексы проникают, главным образом, в высокопроницаемые водопроводящие каналы пласта, что обеспечит селективное регулирование (снижение) проницаемости неоднородного пласта. Смешение в пласте состава с минерализованными водами (плотностью выше 1020 кг/м³) или специально закаченными оторочками растворов солей поливалентных металлов приводит к осаждению латексно-полимерных комплексов с образованием тампонажной массы, снижающей или прекращающей фильтрацию воды через высокопроницаемые пропластки неоднородного пласта.

При использовании в составе стабилизированного латекса ("мягкий" вариант воздействия) данный компонент способствует лучшему сцеплению частиц силикагеля с поверхностью коллектора и между собой. Нестабилизированный латекс ("жесткий" вариант состава) приводит к образованию в пласте резиноподобной массы с повышенными тампонажными характеристиками. Силикат натрия создает щелочную среду, которая препятствует преждевременной коагуляции нестабилизированных латексов.

Рассмотрим примеры осуществления известного и предлагаемого составов в промысловых условиях.

Пример 1 (прототип). Объект испытания по прототипу - очаг воздействия, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Приемистость нагнетательной скважины 405 м³/сут, обводненность продукции добывающих скважин - 92 - 97%. Пласт представлен терригенными коллекторами, неоднороден по толщине, средняя проницаемость пласта - 0,54 мкм², средняя пористость - 0,23. Плотность закачиваемых вод 1120 кг/м³. Дебит по нефти на одну скважину - 2,1-5,9 т/сут. После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 6 м³ пресной воды, 50 м³ раствора, содержащего 5% силиката натрия и 0,20% полиакриламида, еще 6 м³ пресной воды и продавливают в пласт 80 м³ сточной водой плотностью 1120 кг/м³ и скважину останавливают на реагирование на 2 суток.

В результате воздействия обводненность нефти по добывающим скважинам снизилась до 86,0 - 95% (в среднем на 5%), средний дебит нефти возрос на 0,37 т/сут (на 9,1%).

Пример 2. Предлагаемый состав. Испытуемый объект - очаг, представленный одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами, эксплуатирует неоднородный пласт, сложенный терригенными коллекторами с проницаемостью 0,51 мкм² и пористостью 0,22. Обводненность добываемой продукции добывающих скважин 93 - 99%. Приемистость нагнетательной скважины - 380 м³/сут. Средний дебит по нефти 2,7 - 6,1 т/сут. Плотность закачиваемой воды - 1134 кг/м³.

В нагнетательную скважину закачивают 6 м³ пресной воды, 50 м³ раствора, содержащего 5% латекса СКС-65 ГПБ и 2% силиката натрия, еще 6 м³ пресной воды и 120 м³ сточной воды плотностью 1134 кг/м³ для продавки реагентов в пласт. После 1 суточной выдержки на реагирование переходят под закачку воды из системы поддерживания пластового давления.

В результате воздействия приемистость скважины не изменилась, обводненность продукции по добывающим скважинам снизилась до 81 - 89% (в среднем на 8%). Дебиты по нефти в среднем на одну скважину возросли на 0,67 т/сут, т.е. на 17,6%.

На основании анализа динамики показателей эксплуатации скважин можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого способа по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить обводненность продукции (по сравнению с прототипом в 1,6 раза) и увеличить дебиты скважин но нефти по сравнению с прототипом в 1,8 раза.

Наиболее подходящими объектами для воздействия по предлагаемому составу являются нефтяные месторождения с неоднородными коллекторами и находящиеся на средней или поздней стадиях разработки. Применение заявляемого состава приведет к выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта.