способ разработки нефтяных месторождений

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в скважину суспензии в органическом растворителе химически модифицированного кремнезема, продавку суспензии продавочной жидкостью, отличающийся тем, что используют суспензию, содержащую, мас.%: 0,08-0,15 гидрофобного кремнезема с гидрофобностью 98,0-99,5%, 0,02-0,10 дифильного кремнезема с гидрофобностью 40-60% и дополнительно - 0,1-0,3 катионоактивного поверхностно-активного вещества, полученную суспензию через диспергатор прокачивают в призабойную зону пласта, в качестве продавочной жидкости используют воду, а после продавки суспензии в призабойную зону пласта скважину без дополнительной выдержки во времени присоединяют к системе поддержания пластового давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве катионоактивного поверхностно-активного вещества используют четвертичные аммониевые или фосфониевые основания, третичные сульфониевые основания.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнезема используют аэросил, белую сажу, фильтр-перлит, тальк и другие аморфные кремнеземы с размером дискретных частиц от 0,005 до 0,1мкм.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют широкую фракцию легких углеводородов, нефрас, нестабильный бензин, дизельное топливо.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к увеличению приемистости нагнетательных скважин за счет физико-химического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).

Известно, что основным методом извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождений является принудительное ее вытеснение водой, закачиваемой под давлением в пласт через нагнетательные скважины. В процессе эксплуатации скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны вследствие кальматации поровых каналов глинистыми частицами, асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями, выпадения различных солей, гидратации пород и проч., что существенно снижает производительность скважин.

Для восстановления фильтрационных характеристик ПЗП эксплуатационных скважин используют различные способы воздействия на пласт: термические, физико-химические, гидродинамические, сейсмоакустические, микробиологические и др. [1]. Вместе с тем многие из них не обладают достаточной эффективностью и требуют больших энергозатрат и применения дорогостоящих материалов. Так, наиболее распространенная соляно-кислотная обработка, применяемая для очистки ПЗП терригенных и карбонатных коллекторов, позволяет в среднем увеличить дебит нефти на 20-30% и приемистость нагнетательных скважин на 100-200% в течение непродолжительного времени (3-4 месяцев).

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототип) является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий обработку призабойной зоны эксплуатационных скважин суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния и других аморфных оксидов в органическом растворителе (легкие фракции нефти, дистиллят, керосин, ацетон, газойль, гексан, бензин, конденсат) с концентрацией от 0,1 до 2,5 мас.%, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, выдержку под давлением во времени [2]. Суспензию готовят механическим перемешиванием расчетного количества гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе и закачивают в пласт. Затем производят продавку закаченной в ПЗП нагнетательной скважины суспензии 1-2-кратным объемом воды и скважину выдерживают под давлением в течение 12-96 часов.

Недостатком указанного способа является то, что применяемая суспензия является седиментационно неустойчивой, т.е. через 10-15 мин после смешения гидрофобный диоксид кремния - химически модифицированный кремнезем (ХМК) - оседает на дно емкости. При закачке такой суспензии в пласт ее концентрация непрерывно изменяется, что отрицательно сказывается на распределении ХМК в поровом пространстве коллектора и, в конечном итоге, на стабильности метода. Недостатком указанного способа является также ограниченность во времени действующего эффекта, сохраняющегося в течение 1 года.

Техническим результатом, достигаемым в изобретении, является повышение приемистости нагнетательных скважин в 3-5 раз при том же или меньшем давлении нагнетания и увеличение продолжительности эффекта от обработки до 2,5-3 лет.

Необходимый технический результат достигается тем, что для обработки скважины используют суспензию, содержащую, мас.%: 0,08 - 0,15 гидрофобного кремнезема с гидрофобностью 98,0-99,5%, 0,02-0,10 дифильного кремнезема с гидрофобностью 40-60% и дополнительно - 0,1-0,3 катионоактивного поверхностно-активного вещества, полученную суспензию через диспергатор прокачивают в призабойную зону пласта, в качестве продавочной жидкости используют воду, а после продавки суспензии в призабойную зону пласта скважину без дополнительной выдержки во времени присоединяют к системе поддержания пластового давления.

Дифильный кремнезем получают по патенту РФ 2152667, 1999 г. в условиях, обеспечивающих частичное (на 40-60%) замещения поверхностных силанольных групп на алкильные радикалы. В качестве катионоактивного поверхностно-активного вещества используют четвертичные аммониевые или фосфониевые основания, третичные сульфониевые основания, а в качестве кремнезема используют аэросил, белую сажу, фильтр-перлит, тальк и другие аморфные кремнеземы с размером дискретных частиц от 0,005 до 0,1 мкм. В качестве органического растворителя используют широкую фракцию легких углеводородов, нефраз, нестабильный бензин, дизельное топливо.

Применение смеси ХМК, состоящей из гидрофобного и дифильного кремнезема, существенно снижает капиллярное давление (Р_к), удерживающее воду в поровых каналах (уравнение Лапласа):

P_к = 2cos/r,

вследствие снижения поверхностного натяжения () на границе раздела фаз вода: порода и увеличения краевого угла смачивания свыше 90^o (cos отрицательный).

Суспензию готовят непосредственно перед закачкой в скважину путем механического смешения расчетного количества гидрофобного и дифильного кремнеземов с концентрацией 0,08-0,15 мас.% гидрофобного кремнезема (98,0-99,9% гидрофобности) и 0,02-0,10 мас. % дифильного кремнезема (40-60% гидрофобности) и 0,1-0,3 мас.% катионоактивного ПАВ, в органическом растворителе. После измельчения агломератов ХМК в диспергаторе и закачки суспензии в пласт с помощью ЦА-320 производят продавку 1-2-кратным объемом воды и при выравнивании давлений нагнетания и системы поддержания пластового давления без дополнительной выдержки во времени скважину запускают в работу.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. В колбу, снабженную мешалкой с числом оборотов 300 об/мин, загружают 100 г дизельного топлива, 0,09 г гидрофобного кремнезема (гидрофобность 99,8 мас.%) и 0,06 г дифильного кремнезема. Смесь перемешивают 5 мин и при работающей мешалке прикапывают 0,2 г раствора метил,3-этиламмоний гидрата. Перемешивание продолжают в течение 15 мин. В результате образуется высокодисперсная система типа Т/Ж, в которой дискретные частицы ХМК равномерно распределены по всему объему. Проведенные оптические исследования строения дисперсной системы показали, что поверхность частиц ХМК адсорбирована слоем молекул метил,3-этиламмоний гидрата и что присутствие дифильного кремнезема увеличивает адсорбцию ПАВа. Пропускание суспензии через диспергатор приводит к разрушению природного состояния кремнеземов в виде агломератов до образования ультрадисперсной суспензии, содержащей дискретные частицы ХМК. В результате образующаяся система обладает седиментационной устойчивостью и не расслаивается в течение 30 суток.

Пример 2. Была изучена седиментационная устойчивость гидрофобной суспензии, полученной по прототипу. В колбу загружают 100 г дизельного топлива и 0,15 г гидрофобного кремнезема (гидрофобность 99,8 мас.%). Смесь перемешивают в течение 15 мин и затем быстро переливают в мерный цилиндр. Через 15 мин суспензия полностью расслаивается и ХМК оседает на дно цилиндра.

Полученные сравнительные данные по седиментационной устойчивости исследуемых дисперсионных систем показывают, что в отсутствие катионоактивных ПАВ гидрофобные суспензии являются нестабильными. Учитывая, что продолжительность закачки суспензии в ПЗП нагнетательных скважин составляет от 1 до 3 часов (в зависимости от состояния скважины), применение таких неустойчивых систем является нецелесообразным. Дополнительная диспергация суспензии приводит к ультрадисперсному состоянию твердых частиц ХМК в образующейся дисперсионной системе.

В табл. 1 приведены характеристики суспензий, полученных при различных соотношениях ХМК и различной природе ПАВ. Приведенные в табл. 1 данные показывают, что введение в суспензию в качестве ПАВ замещенных аммониевых и фосфониевых оснований приводит к стабилизационной устойчивости дисперсионных систем (примеры 3-5), возрастающей при увеличении концентрации катионоактивного ПАВ (срав. примеры 6 и 7). Присутствие в системе дифильного кремнезема повышает седиментационную устойчивость, что обусловлено образованием двойного электрического слоя. Анионоактивные ПАВ так же, как и замещенные аммониевые соли (примеры 9, 10), не приводят к стабилизации суспензии.

Пример 3. По предлагаемому способу на Повховском месторождении НГДУ "Ватьеганнефть" (Западная Сибирь) были проведены работы по увеличению приемистости нагнетательной скважины 829/94б. Месторождение в целом относится к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами и характеризуется сильной макро- и микронеоднородностью и низкой проницаемостью (в среднем 0,5 мкм²). До обработки приемистость скважины составляла 30 м³/сут при давлении нагнетания 8,0 мПа (базовые данные), интервал перфорации вскрытой эффективной мощности пласта - 10 м.

Непосредственно на скважине было приготовлено 10 м³ суспензии следующего состава (мас.%): нестабильный бензин 99,6; гидрофобный кремнезем (99,9% гидрофобности) 0,1; дифильный кремнезем (50,0% гидрофобности) 0,05; метил,3-этиламмоний гидрат 0,3.

После очистки ствола скважины с помощью принудительной циркуляции водой суспензию через диспергатор закачивают в ПЗП и затем продавливают 20 м³ воды. При закачке суспензии в пласт давление нагнетания увеличилось до 15,0 мПа и в конце продавки снизилось до 9,3 мПа. После выравнивания давления продавки и давления системы ППД (поддержание пластового давления) скважину присоединяют к ППД и запускают в работу. В результате проведенной обработки приемистость скважины увеличилась до 140 м³/сут.

Наблюдения за работой скважины в течение 2,5 лет показали, что за этот период приемистость скважины 829/94б снизилась лишь на 25% от первоначально достигнутого результата и составила 105 м³/сут, что более чем в 3 раза выше базовых данных до обработки. В табл. 2 приведены результаты промысловых испытаний предлагаемого способа, проведенные на различных месторождениях Российской Федерации. Как видно из представленных в табл. 2 данных, применение стабильной углеводородной суспензии, содержащей гидрофобные и дифильные ХМК приводит к увеличению приемистости нагнетательных скважин в 2-10 раз при том же или меньшем давлении нагнетания. В целом ряде случаев были восстановлены скважины с первоначальной нулевой приемистостью. Эффект от обработки сохраняется от 1,5 до 3 лет.

Используемые источники

1. Абасов М.Т. и др. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК "Нефтеотдача", М.: Наука, 1992, с. 5-130.

2. Патент РФ 2125649, кл. Е 21 В 43/22, 1999.