способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий чередующуюся закачку кислотного раствора и полимерно-щелочного раствора, содержащего водорастворимую соль угольной кислоты, водорастворимый полимер и воду, с образованием при их взаимодействии углекислого газа с последующим проталкиванием оторочки углекислого газа закачиваемой водой, отличающийся тем, что вначале закачивают кислотный раствор, в качестве которого используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, лигносульфоната, растворителя и неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ или СНПХ-9021 - водный раствор соляной и/или фтористоводородной кислоты, растворителя и НПАВ, или состав, включающий, мас.%:

Соляная кислота	10,0-25,0
НПАВ	0,05-1,0
Воду	Остальное

а затем полимерно-щелочной раствор, включающий, мас.%:

Водорастворимая соль угольной кислоты	5,0-15,0
Водорастворимый полимер	0,05-1,0
Воду	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется при разработке нефтяных залежей с зональной неоднородностью и сложенных терригенной породой.

Известен способ вытеснения нефти из линзовидной залежи, включающий последовательную, порционную, циклическую закачку через нагнетательную скважину водного раствора углекислого калия с концентрацией 25-26 мас.% и раствора ингибированной соляной кислоты с содержанием хлористого водорода 18-19 мас.% при оптимальном соотношении их объемов и отбор продукции через ту же или добывающую скважину (см. патент РФ №2065942, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.). Известный способ недостаточно эффективен.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти газожидкостной оторочкой, проталкиваемой по пласту водой, причем газожидкостную оторочку создают путем последовательной закачки в пласт водного раствора карбоната натрия и водного раствора соляной кислоты в равных объемах (см. патент №2125154, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.). Данный способ недостаточно эффективен вследствие образования в пластовых условиях газожидкостной оторочки с низкими вязкоупругими свойствами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий генерирование в пласте оторочки углекислого газа, проталкиваемой по пласту водой, при этом оторочку углекислого газа создают путем закачки в пласт водного раствора средней соли угольной кислоты с добавками поверхностно-активного вещества и водорастворимого полимера и кислотного раствора, причем закачку водного раствора соли угольной кислоты с добавками и кислотного раствора производят попеременно (см. патент РФ №2142557, МКИ Е 21 В 43/20, публ. 1999 г.). Недостатком известного способа является его недостаточная эффективность вследствие плохой растворимости неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) в растворе полимера с солью угольной кислоты.

Техническим результатом является создание высокоэффективного способа разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет комплексного воздействия на залежь увеличить охват пласта воздействием и степень нефтеизвлечения путем создания непосредственно в пластовых условиях нефтевытесняющего агента.

В способе разработки нефтяной залежи, включающем чередующуюся закачку кислотного раствора и полимерно-щелочного раствора, содержащего водорастворимую соль угольной кислоты, водорастворимый полимер и воду, с образованием при их взаимодействии углекислого газа с последующим проталкиванием оторочки углекислого газа закачиваемой водой, вначале закачивают кислотный раствор, в качестве которого используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, лигносульфоната, растворителя и неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ или СНПХ-9021 - водный раствор соляной и/или фтористоводородной кислоты, растворителя и НПАВ, или состав, включающий, мас.%:

соляную кислоту 10,0-25,0

НПАВ 0,05-1,0

воду остальное

а затем полимерно-щелочной раствор, включающий, мас.%:

водорастворимую соль угольной кислоты 5,0-15,0

водорастворимый полимер 0,05-1,0

воду остальное

При осуществлении способа для приготовления полимерно-щелочного раствора в качестве водорастворимой соли угольной кислоты используют, например:

- кальцинированную соду (Na₂СО₃) по ГОСТ 83-79;

- карбонат кальция (СаСО₃) по ГОСТ 4530-76;

- карбонат аммония (NH₄)₂СО₃) по ГОСТ 3770-75;

- карбонат калия (К₂СО₃) по ГОСТ 4221-76;

в качестве водорастворимого полимера используют, например:

- полиакриламид (ПАА), например, по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81;

- сульфацелл по ТУ 2233-013-32957739-01;

- ДКS-ORP F40 NT;

- Accotrol S622.

Для приготовления кислотного раствора в качестве НПАВ используют, например:

- оксиэтилированные алкилфенолы АФ9-6, АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- синтанол ДС-10 по ТУ 6-14.577-88;

- ОП-10 по ГОСТ 8433-81.

Для приготовления кислотного раствора используют 25%-ную соляную кислоту по ГОСТ 3118-77 или кислоту соляную ингибированную - по ТУ 39-05765670-ОП-212-95.

ДН-9010 берут по ТУ 38-40127-95.

СНПХ-9021 берут по ТУ 2458-ОП-248-05765670-98.

Закачку полимерно-щелочного и кислотного раствора проводят в чередующемся режиме. При невысокой приемистости нагнетательной скважины вначале закачивают кислотный раствор, который растворяет породы, слагающие призабойную зону пласта, а затем полимерно-щелочной раствор, который нейтрализует остатки кислотного раствора. Закачку рабочих агентов производят в несколько циклов для обеспечения полного взаимодействия реагентов.

Закачку полимерно-щелочного и кислотного раствора проводят с закачкой буферной жидкости между ними для того, чтобы избежать преждевременного образования газа на поверхности или в скважине. По мере продвижения закачиваемых растворов в пласт непрерывно будет образовываться СО₂ . Кислотный раствор закачивают в избыточном количестве по отношению к полимерно-щелочному раствору в связи с тем, что определенное количество кислотного раствора расходуется на взаимодействие с породой. Для достижения наибольшего эффекта последним закачивают полимерно-щелочной раствор. Далее закачивают воду.

Использование заявляемого способа приводит к комплексному воздействию на пласт. Во-первых, закачка полимерно-щелочного раствора, который преимущественно проникает в водонасыщенные зоны, приводит к увеличению охвата пласта воздействием, во-вторых, при взаимодействии двух растворов образуется нефтевытесняющий агент - углекислый газ, который проталкивается в глубь пласта закачиваемой водой и способствует вытеснению нефти. Эффективность процесса вытеснения нефти углекислым газом определяется его растворимостью в нефти, вызывающей снижение ее вязкости. Кроме того, растворение СО₂ в воде и нефти приводит к снижению межфазного натяжения на границе указанных фаз.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно: за счет комплексного воздействия на пласт увеличить коэффициент нефтевытеснения.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при разработке нефтяной залежи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом. В неоднородный нефтяной пласт с обводненностью более 60%, сложенный терригенной породой, в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, последовательно закачивают кислотный раствор, а затем полимерно-щелочной раствор или вначале полимерно-щелочной раствор, затем кислотный раствор и вновь полимерно-щелочной раствор. После закачки каждого раствора закачивают буферную жидкость в количестве 3-5 м³. Указанная последовательность закачки реагентов составляет один цикл, всего проводят 1-5 циклов закачки реагентов. Общее количество закачиваемых реагентов и количество циклов зависят от приемистости скважин и толщины пласта. Далее закачивают воду.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры определения эффективности заявляемого способа в лабораторных условиях по показателям: прирост коэффициента нефтевытеснения и относительной скорости фильтрации.

Исследования эффективности проводят на насыпных линейных и спаренных моделях длиной 20 см и поперечным сечением 1,5 см², заполненных кварцевым песком. В качестве насыщающих флюидов используют минерализованную воду с содержанием солей 130 и 270 г/л и девонскую нефть. При проведении исследований на спаренных моделях заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций кварцевого песка. Закачку растворов и их вытеснение из пористой среды моделей осуществляют при постоянном давлении.

При проведении исследований варьировались объемы оторочек растворов, соотношения компонентов, последовательность закачки растворов. Скорость фильтрации определяют по изменению времени истечения 1 см³ жидкости при постоянном давлении. Относительную скорость фильтрации рассчитывают по формуле:

W=Wф/Wв, где:

Wф=V/t - скорость фильтрации жидкости после закачки растворов, см³/мин;

V=1 см³ - объем жидкости;

t - время истечение 1 см³, мин;

Wв=V/t - скорость фильтрации воды перед закачкой в модель растворов, см³/мин. Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (заявляемый способ). В линейную модель пласта последовательно закачивают вначале кислотный раствор, состоящий из 10% мас. HCl из расчета на сухое вещество (40 г 25%-ной HCl), 1,0% мас. неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 и 89% мас. воды в количестве 10% ПО, проталкивают водой, а затем закачивают полимерно-щелочной раствор, состоящий из 0,05% мас. ПАА и 5,0% мас. карбоната натрия и 94,95% мас. воды, в количестве 30% ПО. Далее закачивают воду. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 14,29%, а относительная скорость фильтрации - 1,35 (см. табл., пример 1).

Примеры 2-9 проводят аналогично примеру 1.

Пример 10. В модель неоднородного пласта (спаренные модели) последовательно закачивают полимерно-щелочной раствор, состоящий из 0,5% мас. ПАА, 10% мас. кальцинированной соды и 89,5% мас. воды в количестве 10% ПО, раствор проталкивают водой, затем закачивают кислотный раствор, состоящий на 25% мас. из HCl из расчета на сухое вещество (99,9 г 25%-ной HCI) и 0,1% мас. неионогенного поверхностно-активного вещества - АФ9-12 в количестве 10% ПО. Затем закачивают воду и далее полимерно-щелочной раствор в количестве 20% ПО, состоящий из 0,5% мас. ПАА, 10% мас. кальцинированной соды и 89,5% мас. воды. Далее закачивают воду. Прирост коэффициента нефтевытеснения по ВПП 2,61%, а по НПП 22,86%, а относительная скорость фильтрации по ВПП 1,50%, а по НПП 0,83% (см. табл., пример 10).

Пример 11 проводят аналогично примеру 10.

Пример 12 (известный способ). В линейную модель пласта последовательно закачивают полимерный раствор, состоящий из 10,0 г карбоната натрия, 1,0 г поверхностно-активного вещества - сульфанола, 0,1 г ПАА и 88,9 г воды, далее закачивают кислотный раствор, состоящий из 40 г HCI (25%-ной) и 60 г воды

Проводят выдержку в течение 5 ч. Затем закачивают вытесняющий агент. Коэффициент прироста нефтевытеснения составляет 10,61%, а относительная скорость фильтрации - 0,28 (см. табл., пример 12).

Как видно из данных таблицы, существенно увеличивается прирост коэффициента нефтевытеснения, а показатели относительной скорости фильтрации свидетельствуют о том, что в результате обработки нефтяной залежи заявленными растворами проницаемость пласта увеличивается, а при обработке неоднородных пластов, за счет блокирования высокопроницаемых пропластков, происходит снижение проницаемости высокопроницаемого пропластка, а проницаемость низкопроницаемого пропластка - увеличивается.

Использование предлагаемого способа позволяет:

- увеличить охват неоднородного пласта воздействием;

- повысить прирост коэффициента нефтевытеснения;

- эффективно разрабатывать нефтяные залежи за счет создания нефтевытесняющего агента непосредственно в пластовых условиях.