Способ разработки нефтяной залежи

 

Сущность изобретения: в нефтяной пласт осуществляют последовательно чередующуюся закачку водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5 - 2% -ной концентрации, содержащего 0,1 - 3% глины, и водного раствора неоногенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) 7 - 15%-ной концентрации, содержащего 0,1 - 3% глины. Объем водного раствора КМЦ с глиной в пласте составляет не менее 5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности, а объем водного раствора НПАВ с глиной составляет не менее 2 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Известен способ разработки нефтяной залежи путем полимерного заводнения, заключающийся в том, что в воде pаствоpяют высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид ПАА), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижая ее подвижность, и за счет этого повышает охват пластов заводнением. Известен также способ разработки нефтяной залежки путем закачки в нагнетательные скважины водя с добавками поверхностно-активных веществ. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным ПАВ основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой. Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и смеси АФ_9-12 1-5%-ной концентрации с глиной. Недостатком способа является низкое нефтеизвлечение из залежи. Целью изобретения является повышение конечного нефтеизвлечения из нефтяной залежи. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт раствора полимера и смеси неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) с глиной, водный раствор НПАВ 7-15%-ной концентрации содержит глину 0,1-3%-ной концентрации в растворе НПАВ, а в качестве водного раствора полимера используют водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5-2% -ной концентрации и дополнительно в водный раствор КМЦ вводят глину до 0,1-3% -ной концентрации глины в растворе КМЦ, при этом объем водного раствора КМЦ с глиной в пласте составляет не менее 5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности, а объем водного раствора НПАВ с глиной составляет не менее 2 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. В качестве НПАВ рекомендуется использовать АФ_9-12, превоцел или неонол. Предложенный способ осуществляют следующим образом. В обводненный нефтяной пласт заканчивают последовательно чередующиеся оторочки водного раствора КМЦ 0,5-2%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины, и водного раствора НПАВ 7-15%-ной концентрации, содержащего 0,1-3% глины. Суммарный объем заканчиваемых в нагнетательную скважину оторочек составляет 20-1000 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачивать воду. П р и м е р 1. Для месторождения, пласт БВ₈ (вязкость нефти 1,1 мПа·с, проницаемость 0,136 мкм², пористость 22%, пластовая температура 75^оС, нефтенасыщенная мощность 8,6 м), испытывали следующий вариант. В нагнетательную скважину обводненного участка пласта были закачаны по одной оторочке водного раствора КМЦ 1,5%-ной концентрации, содержащего 1,5% глины, и водного раствора НПАВ типа "Превоцел" HG-12 10%-ной концентрации, содержащего 1% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял 140 м³, оторочки водного раствора смеси НПАВ с глиной 40 м³. Растворы готовили следующим образом. В пескосмесительную установку УСП-50 загружали КМЦ и глинопорошок, а к гидросмесительному устройству машины 2 СМН-20 подключали водовод. В гидросмесительное устройство поступало дозированное количество реагентов, затем готовили рабочий раствор. Приготовленный водный раствор КМЦ с глиной подавали на цементировочный агрегат ЦА-320 для закачки в нагнетательную скважину. Водный раствор Превоцела с глиной приготавливали и закачивали в скважину аналогично. Проницаемость обводненного участка пласта снизились с 0,136 до 0,052 мкм². После этого приступали к закачке в скважину воды для проталкивания оторочек и вытеснения нефти. Дополнительная добыча нефти составила 30 тыс. тонн. П р и м е р 2. Для условий месторождения, пласт ЮК_10-11 (вязкость нефти 0,41 мПа·с, плотность, 691 кг/м³, соотношение проницаемостей между рядом залегающими пластами равно около 100), рекомендовали следующий вариант. В обводненный пласт закачивали по одной оторочке водного раствора КМЦ 2% -ной концентрации с глиной 3%-ной концентрации и водного раствора НПАВ типа "Превоцел" HG-12 12% -ной концентрации, содержащего 3% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял около 50 м³ на 1 м мощности ласта участка водного раствора НПАВ с глиной - около 10 м³ на 1 м мощности. Дополнительная добыча нефти на 1 т КМЦ составляла около 5-7 тыс. тонн. П р и м е р 3. Для условий месторождений, пласт Ю (вязкость нефти 0,76 мПа·с, проницаемость 0,03 мкм², пластовая температура 85^оС, начальная нефтенасыщенность 0,78, обводненность продукции 40-78%), рекомендуется следующий вариант. В обводненный пласт закачивали по одной оторочке водного раствора КМЦ 0,5%-ной концентрации, содержащего 0,1% глины, и водного раствора НПАВ типа АФ_9-12 7%-ной концентрации, содержащего 0,1% глины. Объем оторочки водного раствора КМЦ с глиной составлял около 100 м³ на 1 м мощности пласта участка, объем водного раствора НПАВ с глиной - около 1,5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности. Ожидаемая дополнительная добыча нефти на 1 т КМЦ равна около 500 т. Для сравнения данного способа с известным, включающим последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и водного раствора АФ_9-121-5%-ной концентрации, содержащего глину, проведена серия лабораторных экспериментов. Эксперименты проводили на модели пласта применительно к условиям месторождения, пласт БВ₈. Проницаемость модели пласта составляла 0,31 мкм², пористость 22% . Опыты проводили при пластовой температуре 75^оС. Вязкость нефти в пластовых условиях 1,1 мПа·с. начальная нефтенасыщенность составляла 0,62. Основные результаты и условия проведения лабораторных экспериментов приведены в таблице. В опытах 1-3 с закачкой оторочек водного раствора ПАА и водного раствора АФ_9-12 с глиной через модель пласта первоначально фильтровали оторочку воды объемом 0,5 порогового объема модели пласта, затем оторочку водного раствора ПАА, далее оторочку водного раствора АФ_9-12, содержащего глину, и в дальнейшем через модель профильтровывали еще 3 поровых объема воды. Опыты 4-6 проводили аналогично, только в качестве полимера использовали КМЦ и в оторочку водного раствора КМЦ дополнительно вводили глину. Из данных, приведенных в таблице, видно, что применение предлагаемого способа значительно повышает коэффициент вытеснения нефти. Как показали проведенные исследования, при применении данного способа по сравнению с известным проявляются новые свойства. Это связано с тем, что в пласт закачивают более термостойкую структуру, обладающую меньшими адсорбционными свойствами, а также повышенными нефтевытесняющими свойствами по сравнению с чистыми растворами (без глины). Водный раствор КМЦ, содержащий глину, обладает большей устойчив остью к механическим разрушениям (в 2-8 раз по сравнению с чистым водным раствором полимера). При взаимодействии с нефтью водный раствор КМЦ, содержащий глину, обладает способностью включать в свою структуру нефть, приближаясь по свойствам к мицеллярным растворам, что приводит к улучшению нефтевытесняющих свойств этого способа. В результате повышения концентрации НПАВ до 7-15% образуются стойкие эмульсии, что ведет к выравниванию фронта вытеснения. Использование данного способа по сравнению с известным, предусматривающим последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и водного раствора АФ_9-12 1-5% -ной концентрации, содержащего глину, обеспечивает более избирательное воздействие на высоко- и малопроницаемые пропластки, выравнивание фронта вытеснения, увеличивает охват воздействием, увеличивает конечное нефтевытеснение.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий последовательно чередующуюся закачку в нефтяной пласт водного раствора полимера и смеси водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) с глиной, отличающийся тем, что, с целью увеличения конечного нефтеизвлечения, водный раствор НПАВ содержит 0,1 - 3% глины, а в качестве водного раствора полимера используют водный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) 0,5 - 2%-ной концентрации и дополнительно в водный раствор КМЦ вводят глину от 0,1 - 3%-ной концентрации глины в растворе КМЦ, при этом объем водного раствора КМЦ с глиной в пласте составляет не менее 5 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности, а объем водного раствора НПАВ с глиной составляет не менее 2 м³ на 1 м нефтенасыщенной мощности.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 31-2000

Извещение опубликовано: 10.11.2000        

---