Состав для ограничения притока пластовых вод

 

Сущность изобретения: состав для ограничения притока пластовых вод, способствующий снижению проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины, содержит, мас.%: нефтепродукт 3 - 10; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,5 - 5; древесная мука 0,1 - 5; вода остальное. При этом в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют масло или масло-водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество. Состав используют путем закачки в нагнетательную скважину. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в нагнетательных скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для ограничения притока пластовых вод в нагнетательные скважины, включающий дисперсный наполнитель - двуокись кремния, углеводородный растворитель и стабилизатор дисперсии [1].

Недостатками состава являются низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых неоднородных пластах, находящихся на поздних стадиях разработки, и при кинжальных прорывах воды к добывающим скважинам.

Известен состав, включающий дисперсный наполнитель - сажу, каолин или тальк, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и лигносульфонат [2] . Состав при закачке в пласт обеспечивает коалесценцию капель остаточной нефти и снижает проницаемость водопромытых интервалов.

Основным недостатком состава является низкая эффективность на высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторах, обусловленная слабым блокирующим действием и выносом дисперсного наполнителя ввиду малого размера частиц.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип является состав [3], содержащий, мас.%: Нефтепродукт - 5,5-65,0 Наполнитель (мел) - 0,1-7,0 Бентонитовый порошок - 3,0-7,0 Стабилизатор - 0,1-1,5 ПАВ - 0,1-1,5 Вода - 6,0-62,1 Основным недостатком состава является низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторах, обусловленная малой проникающей способностью состава в объем пласта.

Задачей изобретения является кольматация высокопроницаемых интервалов и трещин пласта, направленная на ограничение притока пластовых вод и выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины.

Поставленная задача решается за счет использования разработанного состава, эффективно блокирующего прорыва воды как вблизи прискважинной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, так и в объеме пласта.

Сущностью разработанного состава для ограничения притока пластовых вод, включающего нефтепродукт, поверхностно-активное вещество и воду, является то, что состав содержит неионогенное поверхностно-активное вещество и дополнительно древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.% Нефтепродукт - 3-10 Неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,5-5
Древесная мука - 0,1-5
Вода - Остальное
При этом в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют масло- или масло-водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество, например эмультал, нефтенол, неонол АФ_9-69 или ОП-7.

Состав после закачки в пласт проникает в наиболее промытые интервалы коллектора и места прорыва воды. При этом за счет вязкостных свойств состава и наиболее крупных частиц древесной муки происходит перераспределение фильтрационных потоков и кольматация пор и трещин вблизи ПЗП скважины. Благодаря высокой седиментационной устойчивости состава, обусловленной наличием нефтепродукта и маслорастворимого НПАВ, более мелкие частицы древесной муки проникают в объем пласта, распределяясь вдоль линии нагнетания воды по направлению к добывающим скважинам. При этом по мере разрушения состава происходит набухание частиц древесной муки в пластовой воде и защемление их в местах сужения пор и трещин, что обеспечивает перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта. С другой стороны, имеющийся в составе маслорастворимый НПАВ способствует коалесценции капелек нефти, находящихся в объеме пласта в виде водо-нефтяной эмульсии, и формированию фазы нефти.

Такая совокупность свойств разработанного состава предотвращает как полное высаждение дисперсного наполнителя вблизи ПЗП нагнетательной скважины, так и вынос наполнителя к добывающим скважинам, что обеспечивает эффективное ограничение притока пластовых вод и в конечном счете вытеснение нефти из пласта.

Существенными отличительными признаками разработанного состава является следующее.

1. Использование неионогенного поверхностно-активного вещества. Неионогенное ПАВ обеспечивает эффективное диспергирование и удерживание частиц древесной муки в объеме состава, предотвращает преждевременное набухание древесной муки в воде и позволяет регулировать вязкостные свойства состава в целом.

2. Дополнительное введение в состав древесной муки (ДМ). Древесная мука имеет большой разброс по размеру частиц (от 0,1 мкм до 1 мм) и способна набухать в воде. Это обеспечивает возможность воздействовать составом на поры и трещины различных размеров и предотвращать вынос частиц древесной муки из пласта.

3. Использование в качестве неионогенного ПАВ масло- или масловодорастворимого НПАВ, например, эмультала, нефтенола, неонола АФ_9-4, АФ_9-6 или ОП-7. Указанные НПАВ растворимы в различных нефтепродуктах, позволяют готовить составы с заданными свойствами и способствуют коалесценции остаточной нефти в пласте.

4. Соотношение компонентов в составе, мас.%:
Древесная мука - 0,1-5
НПАВ - 0,5 - 5
Нефтепродукт - 3 -10
Вода - Остальное.

Указанное соотношение компонентов обеспечивает создание седиментационно устойчивого состава, обладающего высокой эффективностью при закачке в нефтяной пласт с целью ограничения притока пластовых вод.

Состав готовят следующим образом.

Например, берут 3 г древесной муки и помещают в стакан. Затем приливают 5 мл нефти, содержащей 1 г эмультала и перемешивают. Далее полученную смесь приливают к 91 мл минерализованной воды и интенсивно перемешивают механической мешалкой в течение 10-20 мин. Получают однородный устойчивый состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: древесная мука 3; НПАВ 1; нефть 5; вода 91. Аналогичным образом готовят составы с другими НПАВ и другим содержанием компонентов.

Для приготовления состава используются реагенты и вещества отечественного производства: древесную муку; нефть, дизельное топливо, бензин; эмультал, нефтенол, неонол АФ_9-4, неонол АФ_9-6, неонол АФ_9-9, ОП-4, ОП-7.

Эффективность разработанного и известного состава определяли в лабораторных условиях путем оценки их устойчивости при температуре и исследования в процессах вытеснения нефти из неоднородной высокопроницаемой модели пласта. Оценку проводили по изменению скоростей фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки, по приросту давления в системе, а также по приросту коэффициентов нефтевытеснения.

Исследования нефтевытесняющих свойств и процессов фильтрации жидкости проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка моделирует пластовые условия и позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Самотлорского месторождения Западной Сибири. Проницаемость колонок варьировали от 3080 до 33000 мД, соотношение проницаемостей в модели 5,3 - 7,4. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами".

Пример 1. Исследование устойчивости разработанных составов.

Приготовленные составы помещали в термостат с температурой 70^oC и выдерживали в течение 24 ч. По окончании визуально оценивали устойчивость составов. Результаты представлены в табл. 1.

Пример 2. Определение эффективности перераспределения фильтрационных потоков и коэффициента нефтевытеснения.

Модель пласта насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л, а затем нефтью Самотлорского месторождения. Далее колонки термостатируют при пластовой температуре и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют соотношение скоростей фильтрации жидкости через пропластки, прирост давления в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти. Затем в модель закачивают исследуемый или известный состав объемом 20% Vпор. Далее качают минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Вновь замеряют соотношение скоростей фильтрации жидкости через пропластки, прирост давления в системе и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.

Результаты опытов представлены в табл. 2.

Опыты 1 и 8 соответствуют запредельным соотношениям компонентов в предлагаемом составе. Опыт 9 проведен с составом по прототипу.

Результаты, представленные в примере 1, показывают, что предложенное в составе соотношение компонентов позволяет получать устойчивые системы, не выделяющие под действием температуры как древесную муку, так и нефтепродукт.

Испытания составов по перераспределению фильтрационных потоков в моделях пласта показывают их высокую эффективность, превышающую эффективность состава по прототипу. При запредельных значениях концентраций компонентов (опыты 1 и 8) составы малоэффективны, В одном случае не достигается существенное перераспределение фильтрационных потоков (изменение скоростей фильтрации), в другом происходит блокирование высокопроницаемого интервала и резкое возрастание давления в системе. Последнее применительно к пластовым условиям означает отключение водопромытого пропластка из разработки и значительное снижение приемистости нагнетательной скважины.

При выбранном соотношении компонентов (опыты 2-7) с помощью разработанного состава достигается снижение скоростей фильтрации по пропласткам и существенный прирост коэффициента нефтевытеснения. Использование состава по прототипу в условиях проведения опытов малоэффективно, что обусловлено неселективной кольматацией обоих пропластков, сопровождающейся резким ростом давления в системе и затуханием фильтрации жидкости.

На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических исследований определяют степень неоднородности пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее оценивают объем закачиваемого состава, необходимый для кольматации интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем к выбранному объему нефтепродукта добавляют НПАВ, перемешивают и также при перемешивании добавляют древесную муку. Полученную суспензию с помощью насосного агрегата дозируют в поток воды в определенном соотношении для получения устойчивости состава. Затем оторочку состава продавливают в пласт водой и далее закачивают нагнетаемую воду.

Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов и трещин пласта и подключить к процессу фильтрации застойные и слабодренируемые зоны.

Формула изобретения

1. Состав для ограничения притока пластовых вод, включающий нефтепродукт, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что состав содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и дополнительно древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нефтепродукт - 3 - 10
НПАВ - 0,5 - 5,0
Древесная мука - 0,1 - 5,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве НПАВ используют масло- или масловодорастворимое НПАВ, например эмультал, нефтенол, неонол АФ_9-6 или ОП-7.

РИСУНКИ

Рисунок 1