способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами

Формула изобретения

Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий периодическую закачку в пласт через нагнетательную скважину между оторочками минерализованной воды композиционной системы, включающей латекс СКМС-30 АРК, НПАВ и воду, отличающийся тем, что дополнительно композиционная система содержит ингибитор солеотложения нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%:

латекс	0,6-5,0
НПАВ	0,03-1,0
нитрилотриметилфосфоновая кислота	0,05-0,5
вода	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии и водного раствора полимера (А.С. СССР №1758217, кл. Е21В 43/22, 1992). Недостатком данного способа является малое проникновение глинистой суспензии в пласт.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1%-ной концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.165-175). Однако этот способ малоэффективен на поздней стадии разработки на месторождениях, заводненных солеными (минерализованными) водами в связи с тем, что молекулы полиакриламида в результате деструктированных процессов не создают эффективного сопротивления течению воды.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (пат. РФ №2121057, 1998, кл. Е21В 43/22), включающий закачку в обводненный пласт водного раствора полимера, который закачивают периодически до закупоривания высокопроницаемых обводненных зон пласта, а между закачками оторочек водного раствора полимера закачивают воду. Способ недостаточно эффективен по охвату пласта заводнением.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности (прототипом) является способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (пат. РФ №2162143, 1999, кл. Е21В 43/22), включающий периодическую закачку в группу нагнетательных скважин латекса СКМС-30 АРК со стабилизирующей добавкой и воду. Способ недостаточно эффективен из-за неравномерного осадкообразования в пласте.

Техническим результатом изобретения является создание эффективного способа регулирования разработки нефтяного месторождения, позволяющего сохранить или увеличить приемистость нагнетательных скважин, регулировать массу выпавшего осадка по площади пласта, увеличить охват пласта заводнением и, в конечном итоге, повысить добычу нефти и уменьшить ее обводненность.

В способе воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающем периодическую закачку в пласт через нагнетательную скважину между оторочками минерализованной воды композиционной системы, включающей латекс СКМС-30 АРК, НПАВ и воду, дополнительно композиционная система содержит ингибитор солеотложения нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%: указанный латекс 0,6-5,0, НПАВ 0,03-1,0, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,05-0,5, вода остальное.

Положительный эффект достигается вследствие взаимного влияния процессов осадкообразования в пласте и ингибирования солеотложения. Присутствие в оторочке стабилизированного неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ латексного раствора ингибитора солеотложения влияет на процесс осадкообразования латекса в пласте: ингибитор регулирует массу выпадающего осадка. Кроме того, совместная закачка ингибитора солеотложения и латекса позволяет снизить падение приемистости нагнетательной скважины. Интервал применяемых концентраций ингибитора солеотложения 0,05-0,5 мас.% определен физическим моделированием процессов циклической закачки оторочек ингибитора солеотложения в сочетании с латексными растворами.

При концентрациях ингибитора солеотложения менее 0,05 мас.% процесс осадкообразования не регулируется, т.е. не наблюдается заметного уменьшения количества выпадающего осадка, которое имеет место в интервале концентраций от 0,05 до 0,5 мас.%. При концентрации выше 0,5 мас.% ингибитор солеотложения расходуется непроизводительно вследствие того, что становится заметной скорость его химической реакции с породой пласта, что приводит к быстрому закупориванию призабойной зоны.

В качестве ингибитора солеотложения используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 2439-34705763441-2001. В качестве осадкообразующих агентов используют латекс СКМС-30АРК по ТУ 2294-070-16810126-98 со стабилизирующей добавкой НПАВ АФ9-12, ОП-10, ОП-7 по ГОСТ 8244-81, концентрация которых в оторочке составляет 0,6-5,0 мас.% и 0,03-1,0 мас.%. Содержание ионов кальция в минерализованной воде 500-900 мол./м³.

Эффективность способа подтверждается результатами физического моделирования процессов циклической закачки осадкообразующих агентов и ингибитора солеотложения НТФ в условиях, близких к пластовым.

Линейную модель пласта длиной 0,45 м, диаметром 0,029 м составляют из естественных образцов песчаника; проницаемость модели составляет от 0,56 на входе до 0,09 мкм на выходе. В пористой среде модели создают связанную воду методом капиллярной вытяжки. В качестве вытесняемой жидкости используют модель пластовой нефти, в качестве вытесняющего флюида - минерализованную воду. Вытеснение нефти проводят при 40°С с постоянной линейной скоростью 475 м/г. Коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой составляет 0,601. После того, как вытеснение нефти практически прекратилось, проводят ряд циклических закачек осадкообразующим составом (растворами стабилизированного НПАВ латекса и ингибитора солеотложения):

1. Согласно прототипу, в модель после вытеснения нефти минерализованной водой закачивали 0,6 п.о. (поровых объема) раствора латекса 0,5 мас.% со стабилизирующей добавкой 0,03 мас.% НПАВ в три цикла. Затем переходят на довытеснение нефти сточной водой. Коэффициент нефтевытеснения составляет 0,638 (опыт 1, табл.1).

2. Водный раствор реагента латекса 0,6% концентрации, 0,03% НПАВ и 0,5% НТФ в объеме 0,2 п.о. (порового объема) закачивается в пористую модель и проталкивается минерализованной водой в объеме 3,5 п.о. (I цикл). Во втором цикле в пористую среду подаем оторочку 0,2 п.о. композиции 0,6% раствора латекса, 0,03% НПАВ и 0,25% НТФ. Затем фильтруем 3,5 п.о. минерализованной воды; в третьем цикле продолжаем закачивать следующую оторочку 0,2 п.о. раствора композиции 0,6% раствора латекса, 0,03% НПАВ и 0,15% раствора НТФ, затем минерализованную воду. Осадок, проникая на значительную глубину в пористой модели, создает большое остаточное сопротивление фильтрации воды. По итогам проведения трех циклов закачивания композиции и минерализованной воды коэффициент нефтевытеснения составил 0,78 (опыт 2, табл.1), фактор остаточного сопротивления 3,9. Здесь и далее% массовые.

3. Для уточнения (сопоставления) применяемых растворов реагентов в модель пористой среды закачивается 0,5% раствор НТФ в объеме 0,2 перового пространства и 3,5 п.о. минерализованной воды (I цикл), затем 0,25% раствор НТФ, в объеме 0,2 п.о. и 3,5 п.о. минерализованной воды (II цикл), затем 0,15% раствор НТФ 0,2 п.о. и 3,5 п.о. минерализованной воды (III цикл). Закачка ингибитора солеотложения не привела к увеличению фактора сопротивления и отмыву дополнительной нефти. Коэффициент нефтевытеснения составил 0,61. Фактор остаточного сопротивления равен 1,09 (опыт 3, табл.1).

Таким образом, при закачке небольших оторочек реагентов порядка 0,2 п.о. наблюдается прирост коэффициента вытеснения нефти на 24% для низкопроницаемых коллекторов. Добавка к стабилизированному раствору латекса индикатора солеотложения НТФ в концентрациях 0,05-0,5% приводит к более равномерному распределению осадка в пористой среде модели пласта и он хорошо удерживается при дальнейшей многократной промывке закачиваемой водой. Поэтому закачка таких оторочек может служить достаточно эффективным способом для перераспределения потоков в неоднородном пласте.

Пример конкретного осуществления способа

Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных девонских пластов со средней проницаемостью 0,2-1,0 мкм², пористостью 0,14-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,15-1,18 г/см ³. Глубина залегания нефтеносного пласта 2300 м, толщина 5-6 м. Обводненность продукции добывающих скважин 80-94%, дебит по нефти 0,6-1,8 м³/сут, нефтевязкость 6,0 мПа·с, плотность нефти 0,880 г/см³ . Температура пласта 40°С. Воздействие предложенным способом осуществляют путем закачки в нагнетательную скважину оторочки раствора латекса в количестве 2 т товарной формы со стабилизирующей добавкой НПАВ 0,1 т и ингибитором солеотложения НТФ 0,4 т (97,5 т воды) и переходят на закачку минерализованной воды в течение 10 дней (1 цикл). В следующем цикле закачивают 2 т товарной формы латекса, 0,1 т НПАВ, 0,2 т НТФ и 97,7 т воды. Закачка минерализованной воды проводится в течение 7 дней (цикл 2). В 3-ем цикле закачивается 2 т товарной формы латекса, 0,1 т НПАВ, 0,1 т ингибитора солеотложения НТФ и 97,8 т воды. Минерализованную воду закачивают в течение 3 дней. Скважину останавливают на сутки для реагирования. После применения предложенного способа в течение 2,5 месяцев обводненность продукции добывающей скважины снизилась до 75-88%. Дебит по нефти увеличился до 1,9-3,5 кг/м³. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за основными показателями работы добывающей скважины.

Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Таблица 1
№№ опыта	Порядок закачивания реагентов	Объем закачивания п.о.	Остаточный фактор сопротивления	Коэффициент нефтевытеснения, д.е
1	2	3	4	5
1.	Минерализованная вода	3,5	1,0	0,60
	Композиция:	0,2
	0,6% латекс
	0,03% НПАВ
	99,37% вода	3,5	°1,45
	Минерализованная вода
	0,6% латекс
	0,03% НПАВ	0,2
	99,37% вода
		3,5	2,28
	Минерализованная вода
	0,6% латекс	0,2		0,638
	0,03% НПАВ
	99,37% вода
		3,5	2,95
	Минерализованная вода
2.	Минерализованная вода	3,5	1,0	0,61
	0,5% НТФ	0,2
	0,6% латекс
	0,03% НПАВ
	98,97% вода		1,8
	Минерализованная вода	3,5
	0,25% НТФ
	0,6% латекс	0,2
	0,03% НПАВ
	99,12% вода
		3,5	2,7
	Минерализованная вода
	0,15% НТФ
	0,6% латекс	0,2
	0,03% НПАВ
	99,22% вода
		3,5	3,9	0,78
	Минерализованная вода
3.	Минерализованная вода	3,5	1,0	0,604
	0,5% раствор НТФ	0,2
	Минерализованная вода	3,5	1,05
	0,25% раствор НТФ	0,2
	Минерализованная вода	3,5	1,08
	0,15% раствор НТФ	0,2
	Минерализованная вода	3,5	1,09	0,61
4.	Минерализованная вода	3,5	1,01	0,63
	5,0% латекс	0,2
	1,0% НПАВ
	0,5% НТФ
	93,5% вода
		3,5	2,05
	Минерализованная вода
	5,0% латекс	0,2
	1,0% НПАВ
	0,25% НТФ
	93,75% вода
		3,5	4,9
	Минерализованная вода
	5,0% латекс	0,2
	1,0% НПАВ
	0,15 НТФ
	93,85% вода
	Минерализованная вода	3,5	8,3	0,87