состав для ограничения притока пластовых вод

Формула изобретения

1. Состав для ограничения притока пластовых вод, включающий водорастворимый неорганический фосфат и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит водорастворимое или диспергируемое в воде соединение кремния при следующем соотношении компонентов, мас.

Водорастворимый неорганический фосфат 2 20

Водорастворимое или диспергируемое в воде соединение кремния 0,05 2

Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого неорганического фосфата используют метафосфат натрия, ортофосфаты аммония, кальция и натрия или их кислые соли.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворимого или диспергируемого в воде соединения кремния используют силикат натрия, гексафторсиликат или метил-, этилсиликонат натрия, силиконовую эмульсию типа SE или этилсиликат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод и увеличения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений.

Известен состав для ограничения притока пластовых вод, включающий фосфат натрия и воду при содержании соли 0,1-1,0 мас. [1] В пластовых условиях при контакте фосфата натрия с минерализованной водой образуется кристаллический осадок ортофосфата кальция и магния, который повышает фильтрационное сопротивление в водопромытых интервалах. Недостатком состава является низкая эффективность на пластах с высокой неоднородностью и необходимость использования больших объемов рабочего раствора.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий фосфат натрия и воду с концентрацией соли 5-15 мас. В пластовых условиях состав образует кристаллический осадок ортофосфата кальция и магния, который закупоривает обводненные каналы в пласте. Недостатком состава является высокая подвижность образующегося осадка, что снижает продолжительность его действия на обработанный интервал пласта. Кроме того, объем осадка имеет ограниченную мощность по фронту распространения состава, что не исключает прорыва нагнетаемых вод и дальнейшего роста обводненности добываемой продукции. Состав не применим на пластах с повышенной неоднородностью.

Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав растворимых или диспергируемых в воде кремнийсодержащих соединений или композиций на их основе. В качестве кремнийсодержащих соединений используют силикаты, фторсиликаты и алкилсиликонаты щелочных металлов; эфиры кремниевой кислоты и их композиции, а также эмульсии кремнийорганических полимеров. Наличие в составе кремнийсодержащих соединений обеспечивает протекание ряда процессов: при использовании силикатов, силиконатов и эфиров кремниевой кислоты образование гелеобразных структур или аморфного осадка, а также частичная гидрофобизация породы пласта; а при использовании кремнийорганических полимеров - гидрофобизация породы. В сочетании с реакцией образования нерастворимых фосфатов эти процессы способствуют проявлению синергического эффекта, действию которого подвержен весь объем пласта от места закачки состава до границы его распространения. Механизм этого действия заключается в следующем: компоненты состава находятся в едином объеме и взаимодействуют с одним и тем же вспомогательным реагентом минерализованной водой, т.е. одновременно формируется осадок геля кремниевой кислоты и кристаллический осадок фосфатов различного состава. В пластовых условиях возможно образование ряда малорастворимых и нерастворимых фосфатов кальция, магния и железа: кислых, основных, средних и гидроксокомплексов.

При использовании гидрофобизаторов образуется только осадок фосфатов, но его выделение замедленно из-за снижения скорости смешения реагентов и ступенчатости процесса, поэтому частицы осадка имеют более крупные размеры и в большей степени воздействуют на водопромытые интервалы пласта. С другой стороны, соединения кремния и фосфаты обладают различными адсорбционными свойствами по отношению к породе, а продукты их взаимодействия с минерализованной водой различной фильтруемостью. Поэтому по мере продвижения состава его компоненты и осадки различной растворимости распределяются по всему объему пласта, охваченному воздействием. При этом скорость протекающих процессов лимитирована содержанием осадкообразующих катионов в минерализованной воде, что способствует равномерному и ступенчатому формированию осадка. По мере его выделения, а также благодаря гидрофобизации породы снижается скорость фильтрации состава в водопромытых интервалах, что препятствует размыванию осадка.

При использовании известного состава осадок фосфатов формируется в объеме пласта на границе состав минерализованная вода, и поэтому основное воздействие на фильтрационные потоки локализовано также в объеме пласта. При этом на участке пласта, находящемся в непосредственной близости от прискважинной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, осадкообразование минимально, и, следовательно, воздействие практически отсутствует. Таким образом, этот участок, в значительной мере влияющий на процесс вытеснения нефти, является незадействованным, что снижает эффективность состава и проводимых мероприятий по ограничению водопритока.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения является наличие нового компонента водорастворимого соединения кремния.

Соединение кремния способствует более равномерному протеканию реакции образования нерастворимых фосфатов и формированию осадка во всем объеме реагирования. Кроме того, в пластовых условиях соединение кремня дает гелеобразный или аморфный осадок, структурированный кристаллами фосфатов, и/или обеспечивает гидрофобизацию породы, что снижает подвижность воды в пропластках, охваченных воздействием состава. Это препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение притока пластовых вод к добывающим скважинам.

Новый состав имеет следующие соотношения компонентов, мас.

водорастворимый неорганический фосфат 2-20

водорастворимое или диспергируемое в воде соединение кремния 0,05-2

вода остальное

При указанных соотношениях компонентов в пластовых условиях проявляется синергический эффект, обеспечивающий максимальную эффективность состава. Кроме того, введение в состав водорастворимого соединения кремния позволяет расширить интервал концентраций неорганического фосфата, используемого для ограничения притока пластовых вод.

Для приготовления нового состава могут быть использованы следующие вещества и товарные формы на их основе.

1. Водорастворимые неорганические фосфаты:

натрия метафосфат, ортофосфат, гидроортофосфат и дигидроортофосфат [NaPO₃, Na₃PO₄, Na₂HPO₄, NaH₂PO₄]

аммония гидроортофосфат и дигидроортофосфат [(NH₄)H₂PO₄, (NH₄)₂HPO₄]

кальция гидроортофосфат и дигидроортофосфат [CaHPO₄, Ca(H₂PO₄)₂]

Могут также быть использованы продукты, содержащие водорастворимые неорганические фосфаты из указанных или их смеси.

2. Водорастворимые или диспергируемые в воде соединения кремния:

a) неорганические силикаты и фторсиликаты щелочных металлов:

натрия силикат, Na₂SiO₃;

натрия гексафторсиликат, Na₂SiF₆;

б) органические: метил-, этилсиликонаты щелочных металлов, эфиры кремниевой кислоты и силиконовые эмульсии:

метил-, этилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11);

этилсиликат (ЭТС-32, ЭТС-40 и т.д.);

силиконовые водные эмульсии товарные марки SE-39, SE-47, SE-50, SE-57, Экстракт-700 и др. производства фирмы "Wacker-Cemie" (Германия).

В лабораторных условиях состав готовят следующим образом: 7 г фосфата натрия растворяют в 92 мл пресной воды, а затем добавляют 1 г этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 7 мас. фосфата натрия, 1 мас. этилсиликоната натрия и 92 мас. воды. Далее раствор используют в лабораторном опыте N 5 для ограничения притока пластовых вод. Аналогичным образом готовят растворы для других опытов.

Эффективность предлагаемого и известного составов определяют в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые пропластки и расчета коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводят на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Правдинского и Мамонтовского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьируют от 150 до 830 мД, соотношение проницаемостей составляет 1,8-2,7 [1] Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводят в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами".

В соответствии с методикой колонки насыщают водой, а затем нефтью. После этого их помещают в установку и вытесняют нефть до 100%-ного обводнения продукции. По окончании определяют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения.

Пример 1. Пропластки модели пласта, представленные колонками с дезинтегрированным керном Правдинского или Мамонтовского месторождений, насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием СаСl₂ 4 г/л, а затем нефтью соответствующего месторождения. Далее колонки помещают в установку для исследования процессов вытеснения нефти, термостатируют при 75^oC и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой продукции. По окончании замеряют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. Затем в модель пласта закачивают исследуемый и известный составы объемом 10% от порового объема модели и вновь минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Затем вновь замеряют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. По объему выделившейся нефти рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Результаты опытов представлены в таблице. Опыты 1 и 8 соответствуют запредельным значениям компонентов предлагаемого состава. Опыт 9 проведен с составом по прототипу.

Приведенные в таблице примеры показывают, что при использовании используемого состава для ограничения водопритока наблюдается эффективное (более чем в 1,3 раза) снижение скорости фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению скорости фильтрации через низкопроницаемый нефтенасыщенный пропласток.

При запредельных значениях компонентов состава его использование нецелесообразно. В одном случае (опыт 1) это связано с недостаточно эффективным воздействием на модель пласта и как следствие незначительным перераспределением фильтрационных потоков. Кроме того, при этом не достигается существенный прирост коэффициента нефтевытеснения. В другом случае (опыт 8), напротив, осадкообразование в высокопроницаемом пропластке протекает интенсивно и происходит резкое снижение (более чем в 6 раз) скорость фильтрации, что фактически приводит к изоляции интервала и отключению его из процесса вытеснения нефти, т.е. выравнивание профиля приемистости не произошло. Прирост коэффициента нефтевытеснения при этом достигается практически только за счет извлечения нефти из низкопроницаемого пропластка. В реальных условиях такое ограничение притока воды в пласт приведет к резкому снижению приемистости нагнетательной скважины и ухудшению процесса вытеснения нефти по участку в целом.

Опыты 2-7 показывают область соотношений компонентов, при которых состав проявляет свою эффективность. В опытах 2, 6, 7 обозначены граничные значения концентраций компонентов. При использовании состава в указанных интервалах концентраций воздействие на пласт по ограничению притока пластовых вод наиболее эффективно и не сопровождается негативными побочными проявлениями. Кроме того, проявление синергетического эффекта, т.е. положительного взаимного влияния компонентов друг на друга, при этом максимально. Закачка состава приводит к выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины и позволяет добиться равномерного вытеснения нефти по всей мощности пласта.

На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических и лабораторных исследований определяют неоднородность пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее рассчитывают объем состава, необходимый для воздействия на объем наиболее проницаемого пропластка, ограниченный радиусом 10 м от ПЗП скважины. Компоненты состава растворяют в технической или подтоварной воде при перемешивании (при необходимости воду подогревают с помощью паротепловой установки). Затем состав закачивают в нагнетательную скважину, продавливают водой и далее продолжают заводнение.

Таким образом, использование нового состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем снижения проницаемости водопромытых высокопроницаемых пропластков и подключения к процессу вытеснения застойных и слабодренируемых зон пласта, состав может быть использован для воздействия на пласты различной неоднородности, за исключением трещинноватых коллекторов.