способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водного раствора сульфата натрия, проталкивание водного раствора по пласту буферной жидкостью и последующую закачку водного раствора хлорсодержащего реагента, отличающийся тем, что к обоим водным растворам добавляют 0,01-1,0 мас. % карбоксилметилцеллюлозы.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водный раствор сульфата натрия содержит 1-30 мас. % сульфата натрия.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве хлорсодержащего реагента используют хлористый кальций или соляную кислоту.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что водный раствор хлористого кальция содержит 1-30 мас. % хлористого кальция.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что водный раствор соляной кислоты содержит 1-30 мас. % соляной кислоты.

6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что к обоим водным растворам дополнительно добавляют до 1 мас. % моющего средства.

7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что закачку реагентов и проталкивание их буферной жидкостью повторяют.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных пластов заводнением.

Наиболее близким способом к предложенному является способ изоляции притока пластовых вод, являющийся, по существу, способом разработки нефтяной залежи, включающий закачку водного раствора соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот, в качестве которой могут использовать сульфаты, карбонаты, фосфаты и силикаты металлов, проталкивание водного раствора по пласту буферной жидкостью, в качестве которой используют воду, и последующую закачку соли щелочного металла и одноосновной кислоты (в т.ч. и хлорида кальция) и используют (RU 2108455).

Данный способ позволяет снизить проницаемость водопромытых интервалов нефтяного пласта с целью перераспределения фильтрационных потоков в прискважинной зоне пласта скважины и в объеме пласта, а также подключение к разработке слабо дренируемых и застойных зон.

Увеличение нефтеотдачи в данном способе осуществляется за счет блокировки водонасыщенных и водопромытых интервалов пласта за счет создания в них нерастворимого осадка. Однако в ряде случаев количество и плотность получаемого осадка недостаточна для существенного увеличения нефтеотдачи.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения количества и плотности нерастворимого осадка.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водного раствора сульфата натрия, проталкивание водного раствора по пласту буферной жидкостью и последующую закачку водного раствора хлорсодержащего реагента, к обоим водным растворам добавляют 0,01-1,0 мас.% карбоксилметилцеллюлозы.

В частных воплощениях изобретения поставленная задача решается тем, что:

- водный раствор сульфата натрия содержит 1-30 мас.% сульфата натрия;

- в качестве хлорсодержащего реагента используют хлористый кальций или соляную кислоту;

- водный раствор хлористого кальция содержит 1-30 мас.% хлористого кальция;

- водный раствор соляной кисло ты содержит 1-30 мас.% соляной кислоты;

- к обоим водным растворам дополнительно добавляют до 1 мас.% моющего средства;

- закачку реагентов и проталкивание буферной жидкостью повторяют.

Сущность технологии состоит в следующем. В нефтяной пласт первоначально закачивают водный раствор сульфата натрия с добавками карбоксилметилцеллюлозы. Раствор проталкивается по пласту буферной жидкостью (водой). Затем закачивается водный раствор хлорида кальция (в ряде случаев вместо хлорида кальция возможна закачка соляной кислоты) с добавками карбоксилметилцеллюлозы.

При этом протекают следующие реакции:

- при использовании сульфата натрия Na₂SO₄+CaCl₂=CaSO₄+2NaCl

Сульфат натрия частично сорбируется на поверхности породы, поэтому при фильтрации его раствора через пористую среду скорость распространения реагента вдоль пласта ниже, чем скорость закачиваемой воды и раствора хлорида кальция с добавками карбоксилметилцеллюлозы, который практически не сорбируется на породе. После закачки раствора сульфата натрия в пласт он начинает реагировать с минерализованной водой, что приводит к медленному выделению высокодисперсного осадка сульфата кальция. Появление твердой фазы в фильтрующей жидкости способствует росту фильтрационного сопротивления и, как следствие, уменьшению скорости фильтрации нагнетаемой воды.

Далее после закачки буфера воды, обеспечивающего продвижение реагента в объем пласта, закачивают раствор хлорида кальция. В процессе распространения хлорида кальция в объеме пласта он реагирует с сульфатом натрия и образует массивный осадок кристаллического сульфата кальция, непосредственно снижающий фазовую проницаемость породы по воде и способствующий перераспределению фильтрационных потоков.

Добавление карбоксилметилцеллюлозы на обоих стадиях процесса позволяет ускорить процесс образования сульфата кальция. Увеличивается его количество и плотность осадка на 3-5%.

Применение соляной кислоты целесообразно в том случае, если степень минерализации воды в скважине достаточно высока и сульфат кальция в больших количествах начинает осаживаться уже на первой стадии процесса.

Для улучшения доотмыва нефти в водные растворы можно добавить до 1% любого моющего средства.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

Лабораторные исследования предлагаемой технологии проводили на установке для изучения процессов вытеснения нефти химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК.

Предварительные исследования проводили на имитирующей послойную неоднородность насыпной модели пласта, имеющей фильтрационные характеристики одного из реальных Сибирских месторождений. Модель готовили набивкой стальных колонок длиной 40 см и диаметром 3,7 см молотым кварцевым песком различной дисперсности. Абсолютная проницаемость колонок модели составляла: для низкопроницаемой колонки 1-4 мД, для высокопроницаемой - 239 мД.

В экспериментах использовали искусственно приготовленную воду с суммарным содержанием солей 12 г/л, а в качестве нефти - модель нефти того же месторождения.

Температура в экспериментах поддерживалась 72^oС, давление - 12-15 МПа. Приготовленные для опыта колонки последовательно насыщали минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой до 100%-ной обводненности извлекаемой жидкости. После этого в модель закачивали раствор, содержащий, мас.%: 10 Na₂SO₄, 0,1 карбоксилметилцеллюлозу, воду - остальное, затем буферную жидкость и раствор, содержащий, мас.%: 10 СаСl₂, 0,05 карбоксилметилцеллюлозу, воду - остальное. Затем определяли прирост коэффициента нефтевытеснения, а также фиксировали изменение давления в системе и расход фильтрующихся через модель пласта жидкостей.

Результаты эксперимента представлены в таблице.

Пример 2.

Проводили исследования предлагаемой технологии на наборе линейной модели пласта, имитирующей зональную неоднородность. Модель готовили из цилиндрических образцов керна, вырезанных параллельно напластованию. Модель пласта имеет следующие характеристики: длина 12,37 см, диаметр 3 см, абсолютная проницаемость 51,4 мД.

Пластовую воду и нефть подготавливали в соответствии с примером 1.

Эксперимент проводили при постоянном расходе жидкости (5,4 мл/час), фиксируя изменения давления в системе и выделившееся количество жидкости. Закачку растворов проводили в соответствии с примером 1, но для предотвращения кольматации продуктами реакции входа в модель и более полного охвата модели воздействием по длине закачку реагентов проводили двумя циклами.

После закачки модель термостатировали в течение 24 часов при 72^oС, затем продолжили закачку воды.

Таким образом, как следует из таблицы, использование предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу пластов.