Способ разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи продуктивной неоднородной по проницаемости заводняемой нефтяной залежи с применением гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры и ПАВ путем более глубокого проникновения и более длительного и эффективного проявления в пластовых условиях эффекта доотмыва нефти применяемой оторочкой. В способе разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции пластов, включающем закачку в пласт гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, ПАВ и пресной воды, при получении гелеобразующей оторочки в качестве ПАВ используют реагент РДН-0 по ТУ 2458-001-21166006-97 при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия - жидкое стекло 10,0-50,0, аммиачная селитра 5,0-10,0, реагент РДН-0 1,0-10,0, пресная вода остальное. Для нефтяных месторождений с высокой минерализацией пластовых вод до и после закачки гелеобразующей оторочки в нагнетательную скважину закачивают пресную воду в объемах, равных объему закаченной в пласт гелеобразующей оторочки. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта.

Известны способы разработки нефтяных месторождений, в которых для изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта закачивают раствор силиката натрия (жидкого стекла), непосредственно перед закачкой смешанного с раствором соляной кислоты (Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М., Недра, 1991 г., с.62), или раствором органической кислотой (патент США №5351757, кл 166-270, 1994 г.), или с осадкообразующим составом, содержащим силикат натрия, хлорид аммония и воду (заявка на изобретение RU №96122140/03, кл. Е 21 В 43/20 1996.11.19).

Способы основаны на способности силиката натрия при взаимодействии с кислотами образовывать гель кремневой кислоты, который в пластовых условиях блокирует промытые, высокопроницаемые пропластки.

Недостатком данных способов является высокая скорость реакции гелеобразования, что позволяет использовать данные способы только для обработки призабойной зоны пласта, не влияя при этом на изменение (снижение) фильтрационных характеристик удаленных высокопроницаемых пропластков. Кроме того, данные составы имеют слабые нефтеотмывающие свойства.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения заводнением, включающий закачку в пласт оторочки содержащей, мас.%: силикат натрия - жидкое стекло 20-40, аммиачную селитру 3-7, анионактивное поверхностно-активное вещество (ПАВ), например ДС-РАС или сульфонол, в количестве 1-3, пресная вода остальное (RU 2168618 С2, E 21 B 43/22, 10.06. 2001).

Данная оторочка, как щелочная буферная система с максимумом буферной емкости в области рН 9,0-11,5 при ее разбавлении закачиваемыми или пластовым водами любой минерализации, склонна к глубокому проникновению в высокопроницаемые, водонасыщенные участки пласта, где в результате постепенного гидролиза аммиачной селитры, склонна к образованию в них водоизолирующего геля кремневой кислоты. Кроме того, наличие в составе гелеобразующей оторочки определенного количества анионного поверхностно-активного вещества ПАВ обеспечивает ее комплексное воздействие на неоднородный пласт, а именно приводит к увеличению охвата пласта заводнением за счет изоляции высокопроницаемых участков пласта и доотмыв остаточной нефти, т.е. повышает коэффициент нефтевытеснения.

Недостатком данного способа является низкая нефтеотмывающая и поверхностная активность анионных ПАВ и высокая величина и скорость адсорбции молекул анионных ПАВ на развитой поверхности пласта, что обеспечивает проявление эффекта доотмыва нефти закачиваемой оторочки лишь на небольшом расстоянии от призабойной зоны нагнетательной скважины, т.е. не приведет к существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи при использовании данной оторочки.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи продуктивной неоднородной по проницаемости заводняемой нефтяной залежи с применением гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры и ПАВ путем более глубокого проникновения и более длительного и эффективного проявления в пластовых условиях эффекта доотмыва нефти применяемой оторочкой.

Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе разработки нефтяного месторождения путем селективной изоляции пластов, включающем закачку в пласт оторочки, приготовленной на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, ПАВ и пресной воды, вместо анионного ПАВ применяют реагент РДН-0 по ТУ 2458-001-21166006-97 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- Силикат натрия (жидкое стекло)	10,0-50,0
- Аммиачная селитра	5,0-10,0
- Реагент РДН-0	1,0-10,0
- Пресная вода	Остальное

Реагент РДН-0 представляет собой концентрированный (25 мас.%) раствор в ароматическом или галопроизводном растворителе неионогенного ПАВ (например, типа ОП-10 или Аф 9-12), поверхностно-активные и нефтеотмывающие свойства которого на порядок выше чем у анион- или катион-активных ПАВ. При добавлении реагента РДН-0 в воду или водный раствор силиката натрия - жидкого стекла и аммиачной селитры за счет сверхнизкой величины межфазного натяжения между смешиваемыми составами происходит самопроизвольное образование микроэмульсии прямого типа, т.е. типа «масло в воде», где гидрофильной дисперсионной средой является водный раствор силиката натрия - жидкого стекла и аммиачной селитры, а гидрофобной дисперсной фазой - микрокапли концентрированного раствора неионогенного ПАВ в ароматическом или галопроизводном углеводородном растворителе. При этом, за счет более высокой растворимости неионогенного ПАВ в ароматическом или галопроизводном углеводородном растворителе нежели в воде, основное количество неионогенного ПАВ в данной микроэмульсионной системе будет находиться не в гидрофильной дисперсионной среде, а в объеме гидрофобной дисперсной фазы, т.е. микрокаплях ароматического или галопроизводного углеводородного растворителя. При закачке такой микроэмульсионной системы в пласт, процесс вытеснения и доотмыва нефти с породы пласта существенно интенсифицируется как за счет «разжижения» пленочной нефти с микрокаплями маловязкого ароматического или галопроизводного углеводородного растворителя, а так же благодаря тому, что в данных микрокаплях растворителя присутствует повышенная концентрация молекул высокоэффективного моющего неионогенного ПАВ.

Кроме того, закачка в пласт такой микроэмульсии позволяет осуществить процесс более глубокого проникновения в глубь пласта молекул неионогенного ПАВ, т.е. осуществить более эффективный процесс доотмыва нефти. Это объясняется тем обстоятельством, что в предлагаемом способе неизбежное, в результате адсорбции на породе пласта, снижение концентрации молекул неионогенных ПАВ в гидрофильной дисперсионной среде будет длительное время «подпитываться» за счет перехода части молекул неионогенных ПАВ из микрокапель гидрофобной дисперсной фазы.

В лаборатории эффективность предлагаемого способа определяли по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях).

Пример 1. Сравнительные эксперименты выполняли при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 60 см, диаметром 3 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,5-0,7 мкм². В образцах кернов создают связанную пластовую воду, насыщают подготовленную модель пласта нефтью. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) до полной обводненности выходящей пробы жидкости из модели пласта, затем в модель пласта закачивают в количестве одного объема пор последовательно, оторочку пресной воды, оторочку предлагаемого гелеобразующего состава и снова оторочку пресной воды. Затем для завершения процесса гидролиза аммиачной селитры и образования в порах водонасыщенной модели пласта геля кремневой кислоты систему выдерживают при температуре не ниже 50°С в течение 24 ч, после чего в модель пласта снова закачивают минерализованную пластовую воду и наблюдают за изменением (снижением) проницаемости модели пласта и количеством дополнительно вытесненной остаточной нефти. По этой же методике выполнялись наблюдения по снижению проницаемости и вытеснению остаточной нефти из модели пласта по способу взятому за прототип, т.е. с применением гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, водного раствора аммиачной селитры с добавкой анионного ПАВ - ДС-РАС и сульфонола. Как показали наблюдения (таблица), снижение проницаемости модели пласта при воздействии на пласт предлагаемым способом достигает величины 75,5-80,3%, по способу прототипу достигало лишь 49,5-52,3%.

Прирост нефтеотдачи (величина доотмыва остаточной нефти) предлагаемым способом достигала 7,8-8,3%, в то время как по способу прототипу не превышала 4,2%.

Таким образом, предлагаемый способ разработки месторождения обладает существенным преимуществом в сравнении с известным способом, взятым за прототип.

При реализации способа в промысловых условиях предлагаемую гелеобразующую оторочку готовят в следующей последовательности: в емкости, оборудованной перемешивающим устройством, в заданном объеме пресной воды, при постоянном перемешивании, растворяют расчетное количество аммиачной селитры. В полученный раствор аммиачной селитры постепенно порциями при премешивании добавляют заданное количество силиката натрия - жидкого стекла до получения однородной системы. Затем в данную систему при слабом и кратковременном перемешивании добавляют расчетное количество реагента РДН-0. Полученная таким образом гелеобразующая система в количестве 100-150 м³ насосным агрегатом ЦА-320 (или агрегатом аналогичного типа) закачивается в нагнетательную скважину. При этом для нефтяных месторождений с высокоминерализованными водами (плотность воды более 1100 кг/м³), во избежание возможности преждевременного выпадения осадка (продукта взаимодействия силиката натрия - жидкого стекла и с солями пластовой воды),в стволе скважины или в призабойной зоне пласта, в нагнетательную скважину, до и после закачки гелеобразующей оторочки закачивают пресную воду в объеме, равном объему закачиваемой оторочки.

Пример 2. По предлагаемому способу, с целью снижения обводненности и повышения дебита добывающих скважин на Ромашкинском месторождении Татарстана, проведена закачка гелеобразующей оторочки в нагнетательную скважину и проведены наблюдения, до и после закачки оторочки, за работой добывающих нефтяных скважин, реагирующих на работу нагнетательной скважины. Как показали наблюдения, до обработки нагнетательной скважины предлагаемым способом, суммарная суточная добыча нефти по 5 добывающим скважинам составила 12,5 м³/сут, при суммарном суточном объеме добываемой жидкости порядка 120 м³. Средняя обводненность добываемой продукции по данным нефтяным скважинам составляла 90%, плотность пластовой воды-1130 кг/м³. По предлагаемому способу в нагнетательную скважину закачали гелеобразующую оторочку в объеме 150 м³. Для приготовление данного объема гелеобразующей оторочки было израсходовано: силиката натрия - жидкого стекла - 25,0 м³, аммиачной селитры - 3000 кг, реагента РДН-0 - 2,0 м³ и технической пресной воды - 120 м³.

Учитывая высокую минерализацию пластовой воды на данном нефтяном месторождении, в нагнетательную скважину, до и после закачки указанного объема гелеобразующей оторочки, закачали пресную воду в объеме 150-200 м³. Затем нагнетательную скважину, до пуска в эксплуатацию, выдерживали в течение 24 ч. Через 60 суток после закачки гелеобразующей оторочки наблюдения показали, что суммарная суточная добыча жидкости по 5 добывающим скважинам, реагирующих на нагнетание воды в обработанной нагнетательной скважине, колебалась в пределах 115-120 м³, т.е. практически не изменилась. В то же время, суммарная суточная добыча нефти по данным скважинам увеличился до 23-25 м³, а обводненность добываемой продукции снизилась до 78-80%.

Таблица
№ п/п Вещества	Концентрация (мас.%)	Снижение проницаемости (относ. %)	Прирост нефтеотеотдачи (относ. %)
Способ по прототипу:
1. Силикат натрия Аммиачная селитра ПАВ- ДС-РАС Пресная вода	20,0 3,0 1,0 76,0	50.6	4,0
2. Силикат натрия Аммиачная селитра ПАВ- ДС-РАС Пресная вода	40,0 7,0 3,0 50,0	52,3	4,2
Предлагаемый способ:
4. Силикат натрия Аммиачная селитра Реагент РДН-0 Пресная вода	10,0 5,0 1,0 84,0	56,9	5,3
5. Силикат натрия Аммиачная селитра Реагент РДН-0 Пресная вода	20,0 7,0 5,0 68,0	63,7	6,9
6. Силикат натрия Аммиачная селитра Реагент РДН-0 Пресная вода	30,0 7,0 10,0 53,0	75,3	8,0
7. Силикат натрия Аммиачная селитра Реагент РДН-0 Пресная вода	40,0 7,0 10,0 43,0	75,0	8,2
8. Силикат натрия Аммиачная селитра Реагент РДН-0 Пресная вода:	50,0 7,0 5,0 38,0	75,1	7,9

Таким образом, промышленные испытания показали, что применение предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений заводнением путем закачки в пласт оторочки, приготовленной на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, реагента РДН-0 и пресной воды в рекомендуемых соотношениях, позволило на конкретной высокообводненной нефтяной залежи существенно (на 12,0%) снизить обводненность добываемой продукции и почти в 2 раза увеличить добычу нефти.

Предлагаемый способ экологически безопасен, прост в исполнении и отличается доступностью и сравнительно низкой стоимостью применяемых реагентов.

1. Способ разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции пластов, включающий закачку в пласт гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, ПАВ и пресной воды, отличающийся тем, что при получении гелеобразующей оторочки в качестве ПАВ используют реагент РДН-0 по ТУ 2458-001-21166006-97 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Силикат натрия - жидкое стекло	10,0-50,0
Аммиачная селитра	5,0-10,0
Реагент РДН-0	1,0-10,0
Пресная вода	Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нефтяных месторождений с высокой минерализацией пластовых вод до и после закачки гелеобразующей оторочки в нагнетательную скважину закачивают пресную воду в объемах, равных объему закачанной в пласт гелеобразующей оторочки.