состав для заводнения неоднородно-проницаемых нефтяных пластов

Формула изобретения

Состав для заводнения неоднородно-проницаемых нефтяных пластов, включающий силикат натрия, полимер и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве полимера оксиэтилцеллюлозу, а в качестве минерализованной воды - воду с минерализацией 100 - 250 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силикат натрия - 4 - 5

Оксиэтилцеллюлоза - 0,4 - 0,6

Вода с минерализацией 100 - 250 г/л - Остальноем

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для заводнения неоднородно-проницаемых пластов для повышения нефтеотдачи.

Наиболее близким аналогом к заявленному составу является состав для заводнения неоднородно-проницаемых нефтяных пластов, включающий силикат натрия, полимер - шлам-лигнин и минерализованную воду (Патент РФ N 2023142, E 21 B 43/22, 1994).

Недостатком этого состава является то, что образующийся кольматирующий осадок формируется как конечный продукт химического процесса, протекающего между ингредиентами в определенной среде, что трудно достижимо в пластовых условиях.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава за счет снижения проницаемости высокопроницаемых обводненных поровых каналов, увеличения охвата пласта по простиранию и препятствование набуханию - ингибирование глинистой составляющей неоднородно-проницаемого пласта.

Поставленная задача решается тем, что состав для заводнения неоднородно-проницаемых нефтяных пластов, включающий силикат натрия, полимер и минерализованную воду, содержит в качестве полимера оксиэтилцеллюлозу, а в качестве минерализованной воды - воду с минерализацией 100-250 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силикат натрия - 4 - 5

Оксиэтилцеллюлоза - 0,4 - 0,6

Указанная вода - Остальное

Содержание ингредиентов выше верхнего предела экономически нецелесообразно, а нижний предел ограничен снижением эффективности состава.

Отличительной особенностью предлагаемого состава является наличие оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ), являющейся полимером, стойким к полиминеральным растворам солей хлоридов кальция и магния, присутствующих в закачиваемой в пласт воде и заполняющих высокопроницаемые обводненные поровые каналы.

Ввод жидкого стекла в минерализованный раствор ОЭЦ приводит к формированию конденсационно-кристаллизационных структур силикатов кальция и магния, которые увеличивают закупоривающую способность состава по мере продвижения в высокопроницаемых обводненных порах.

Как показано на графике фиг. 1, в полиминеральной среде по мере увеличения минерализации вязкость водных растворов ОЭЦ возрастает, а первоначальная вязкость раствора ПАА снижается из-за низкой стойкости к полиминеральной агрессии.

Кроме того, в водных растворах ОЭЦ по мере увеличения концентрации происходит снижение параметров набухания глинистой составляющей вплоть до полной стабилизации.

Это видно из графиков на фиг. 2, построенных по экспериментальным данным для глинистой породы по величине разупрочняющего проникновения фильтрата Кпж и параметру увеличения первоначального объема глины Крп при контакте с водой по методике Байдюка на приборе ПШ-2М.

В качестве образца глинистой породы взята порода из кыновского горизонта, являющегося самым неустойчивым интервалом продуктивного горизонта.

С одной стороны, в результате проникновения и распространения предлагаемого состава в глубь по простиранию пласта, происходит закупоривание высокопроницаемых обводненных поровых каналов, за счет формирования конденсационно-кристаллизационных структур силикатов кальция и магния и повышению вязкости ОЭЦ в полиминеральной среде, с другой стороны, в результате закачки устраняются отрицательные факторы, связанные с необратимым набуханием глинистой составляющей неоднородно-проницаемого пласта.

В качестве жидкого стекла используют жидкое силикатное стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81, в качестве оксиэтилцеллюлозы применяется ОЭЦ, выпускаемое по ТУ 6-05-221-436-80 или импортные аналоги "Натросол", "Тилоза", в качестве минерализованной воды используется сточная вода с минерализацией 100 - 250 г/л, с содержанием хлоридов кальция магния, по кальций-иону до 20 г/л, по магний-иону до 5 г/л.

Приготовление состава и закачка в скважину производится на стандартном оборудовании, применяемом для методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН).

Эффективность применения состава устанавливается снижением приемистости нагнетательных скважин, повышением давления нагнетания воды и снижением обводненности продукции близлежащих добывающих скважин.

Пример. Очаговая водонагнетательная скважина перфорирована в интервале 1651 - 1658 м, с приемистостью 320 куб.м/сут при давлении 8,0 МПа. По данным промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в средней части интервала имеется пропласток мощностью 2,4 м с относительно низкими коллекторскими свойствами - пористость - 14%, проницаемость - 250 мД, при средних значениях по пласту 22% и 505 мД соответственно, причем приемистость этого интервала составляла всего 10% от общей.

В скважину произвели закачку опытного состава в объеме 150 куб.м, состоящего из 8 тонн жидкого стекла и 1 тонны ОЭЦ. В процессе закачки давление нагнетания с 8,0 МПа постепенно возросло до 10,0 МПа к концу закачки состава. После исследования скважина стала принимать 220 куб.м/сут, причем приемистость низкопроницаемого интервала составила 32% от общей. Средняя обводненность продукции по соседним добывающим скважинам постепенно снижалась в течение двух месяцев и стабилизировалась на уровне 79% при начальной средней 91%. Эффективное применение предлагаемого состава может быть использовано на месторождениях с практически любой минерализацией воды, содержащей хлориды кальция и магния.

Необходимое снижение проницаемости высокопроницаемой пористой среды может быть достигнуто изменением концентрации оксиэтилцеллюлозы, силиката натрия (жидкого стекла), а пластовая вода с минерализацией 100 - 250 г/л является типичной для многих нефтяных месторождений.