Способ разработки нефтяной залежи

 

Способ относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей путем закачки физико-химических веществ. Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, охвата пласта процессом воздействия и изоляции водопритока к добывающим скважинам. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт водного раствора силиката натрия, вязкость раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов в начальный период воздействия была равна между собой, затем последовательно снижают концентрацию силиката натрия в растворе до нуля и проводят закачку водной суспензии фосфогипса - отхода производства фосфорной кислоты. Причем концентрация фосфогипса в водной суспензии составляет 0,1-10,0%. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей путем закачки физико-химических веществ.

Известен состав для изоляции водопритока добывающих скважин, содержащий силикат натрия (жидкое стекло) и соляную кислоту (Г.Н.Хангильдин. Химические компоненты скважин. Гостоптехиздат, М.Л. 1953, стр. 38-79).

Недостатком данного состава является его низкая технологичность применения, которая связана с трудностями приготовления состава с оптимальным временем гелеобразования, т.к. в процессе смешения компонентов состава, даже при незначительном отклонении соотношения компонентов или рН состава, происходит неожиданное изменение времени гелеобразования вплоть до мгновенного гелеобразования.

Известен также способ вытеснения нефти из пласта путем закачки щелочной воды (водные растворы NaOH, силиката натрия и т.п.) (см. "Закачка щелочной воды, Minssieux L Intérêt de l^'injection d^'eau alcaline en recuperation assistee. "Rev. Inst. franc, petrole", 1978, 33, 1, 47-57).

Повышение нефтеотдачи указанными составами по сравнению с заводнением связью с проявлением 2-х механизмов: снижения межфазного натяжения между щелочными раствором и нефтью и увеличение смачиваемости породы водой.

К недостаткам данного способа относится его недостаточная эффективность вследствие того, что неподвижность вытесняющего и вытесняемого агентов не регулируется и, как правило, отличается между собой в несколько раз, что приводит к быстрому прорыву вытесняющего агента к добывающим скважинам, либо к снижению приемистости нагнетательных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и в качестве структурообразующего реагента цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами. (А. с. 2157451 МПК 7 Е 21 В 43/22).

Недостатком этого способа разработки является то, что он направлен только на увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в то время как водный раствор силиката натрия обладает и относительно высокими нефтевытесняющими свойствами. Кроме того, недостатком этого способа является также низкий охват гидрофильных обводненных коллекторов нефтяного пласта изолирующим действием, что связано с блокированием частицами цеолитсодержащей породы обводненных коллекторов лишь вблизи устья скважины и обусловлено неустойчивостью суспензии цеолитсодержащей породы, которая быстро осаждается, блокируя коллекторы нефтяного пласта. Вследствие этого ухудшается профиль приемистости нагнетательных скважин. Существенный недостаток этого способа - необходимость применения предварительной кислотной обработки цеолитсодержащей породы, которая требует дополнительных затрат, в том числе времени и реагентов. Способ не обеспечивает достаточной надежности изоляции обводненных пластов, а необходимость дополнительных затрат делает его дорогим. Кроме того, необходимость предварительной кислотной обработки и суспензирования цеолитсодержащей породы делает способ нетехнологичным.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, охвата процессом воздействия и изоляции водопритока к добывающим скважинам.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт водного раствора силиката натрия, вязкость раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность вытесняющего и вытесняемого агентов в начальный период воздействия была равна между собой, затем последовательно снижают концентрацию силиката натрия до нуля и проводят закачку водной суспензии фосфогипса - отходов производства фосфорной кислоты концентрацией 0,1-10%.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем.

Процесс вытеснения нефти из пласта характеризуется относительной приемистостью пласта γ, выраженной отношением темпа закачки к перепаду забойных давлений в нагнетательной и эксплуатационной скважинах во времени (см. Гвоздев Б. П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 45-47).

- На чертеже представлена зависимость относительной приемистости пласта от относительного продвижения фронта вытеснения (X/L) при относительных подвижностях М. Кривая 1 характеризует процесс, когда подвижность вытесняющего флюида меньше подвижности вытесняемого, что характерно при заводнении. Кривая 3 характеризует процесс месторождения для случая, когда подвижность вытесняющего флюида выше подвижности вытесняемого флюида (нефти). Кривая 2 характеризует процесс, когда подвижности вытесняющего и вытесняемого флюидов равны. Как видно из чертежа, при заводнении, когда подвижность вытесняющего флюида выше подвижности нефти, относительная приемистость пласта увеличивается, что ведет к вынужденному увеличению объемов закачки воды для поддержания пластового давления и, как правило, повышению обводненности продукции. На основании промысловых данных нами была проанализирована связь между изменением относительной приемистости пласта и изменением обводненности добываемой нефти. Для анализа выбран участок Советского месторождения, сравнительно длительное время находящийся в эксплуатации (нагнетательная скважина 663н, эксплуатационные 679, 622, 393). В результате исследований установлено, что относительная приемистость пласта для участка при разработке заводнением со временем увеличивается, что согласуется с приведенными ранее теоретическими положениями, а обводненность добываемой продукции участка увеличивается пропорционально росту относительной приемистости пласта.

В случае, когда подвижность вытесняющего агента ниже подвижности вытесняемого происходит рост фильтрационного сопротивления пласта, что ведет к уменьшению приемистости нагнетательных скважин и снижению темпов разработки месторождений. Сопоставляя данные можно отметить, что улучшение показателей разработки можно было бы достигнуть, применяя в качестве вытесняющего флюида вещество, подвижность которого приближалось бы к подвижности нефти. Оптимальный вариант разработки - когда подвижности вытесняемого и вытесняющего флюидов равны между собой.

В предлагаемом способе в начальный период проведения работ закачивают раствор силиката натрия с подвижностью, равной подвижности вытесняемой нефти, с последовательным снижением концентрации силиката натрия в закачиваемом водном растворе до нуля. Таким образом достигаются оптимальные условия для вытеснения нефти из пласта, а водный раствор силиката натрия с различной концентрацией и подвижностью занимает коллектора с различным фильтрационным сопротивлением: раствор силиката натрия с подвижностью, равной подвижности нефти - освободившиеся после вытеснения нефти коллектора с высоким фильтрационным сопротивлением, раствор с меньшей концентрацией силиката натрия - водонасыщенные коллектора пласта с низким фильтрационным сопротивлением.

При закачке такого состава в добывающие скважины высоковязкий раствор силиката натрия будет преимущественно занимать высокопроницаемые обводненные коллектора, а раствор с меньшей вязкостью и, соответственно, с большей подвижностью, - преимущественно низкопроницаемые обводненные коллектора.

Ha втором этапе проведения работ согласно предложенному способу проводят закачку фосфогипса - отходов производства фосфорной кислоты.

Фосфогипс представляет собой сложную смесь кристаллогидратов и аквокомпонентов кальция, состоящую, в основном из сульфата кальция и воды, содержащую, кроме того, соединения фтора, алюмосиликаты, фосфаты, фосфорную кислоту, полиакриламид и примеси других веществ. В отличие от исходного минерального сырья - апатитового концентрата и большинства других химических составов и веществ содержащие кальций в фосфогипсе соединения находятся в высокоактивной форме. Они легко выступают в реакции ионного обмена и структурирования с силикатом натрия с образованием кремнекальцевых гелей, точнее гелей поликремневых кислот, модифицированных солями кальция, которые обладают высокими структурно-механическими и изолирующими свойствами. Реакция гелеобразования протекает по схеме (см. в конце описания).

Как видно из схемы реакции, силикат натрия в водном растворе подвергается гидролизу, приводящему к сильной щелочности раствора и образованию кислого ортосиликата натрия (реакция 1), который, реагируя с содержащим кальций соединением, дает кислый ортосиликат кальция (реакция 2). Последний, отщепляя воду, со временем переходит в высокомолекулярную форму и в конце концов образует практически нерастворимый студень сетчатой пространственной структуры (реакция 3), который может удерживать до 300 и более молекул воды в пересчете на молекулу кремневой кислоты. Сущность процесса гелеобразования заключается в конденсации молекул производных кремневой кислоты в более сложные с выделением воды. Процесс образования кремнекальциевых гелей может быть и несколько иным. Связано это с тем, что силикаты щелочных и, в частности, силикат натрия в водном растворе подвергается далеко идущему гидролизу, который приводит к сильной щелочности растворов NaSiO₄+2Н₂О←→Na₂H₂SiO₄+2NaOH Na₂H₂SiO₄←→Na₂SiO₃+Н₂O 2Na₂SiO₃+H₂O←→Na₂Si₂O₃+2NaOH 2Na₂SiO₅+H₂O←→Na₂Si₄O₉+2NaOH Силикат натрия переходит при этом в высокомолекулярные формы, которые, как и кислот ортосиликат натрия, реагирует с соединениями кальция, содержащимися в фосфогипсе, неизбежно приводя к синтезу кремнекальциевых гелей со структурой аналогичной вышеописанной и с высокими водоизолирующими свойствами.

Способ в промышленных условиях осуществляют следующим образом. Предварительно определяют подвижность вытесняемой нефти и на основе лабораторных экспериметов подбирают концентрацию водного раствора силиката натрия с такой же подвижностью.

С помощью насосного агрегата закачивают раствор силиката натрия, причем концентрацию силиката натрия последовательно доводят до нуля. Далее закачивают водную суспензию фосфогипса. Количественное соотношение между водным раствором силиката натрия и суспензией фосфогипса составляет 1:1-1:10, рабочая концентрация суспензии зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Процесс гелеобразования происходит в поровом пространстве в течение 1-3 суток. Общее количество закаченных реагентов зависит от геолого-физических условий пласта и составляет 0,05-0,3 объема пор. Проводят 1-3 цикла обработки.

Вначале раствор силиката натрия служит в качестве эффективной нефтевытесняющей жидкости. Он позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на 5-14% (Кубагушев Н. Г. , Мухтаров Я.Г., и др. "Нефтепромысловое дело", М., 1981, 5, 15-16. ISSN 0470-6234 СССР, рус.). После закачки фосфогипса в пласте происходит взаимодействие силиката натрия с соединениями, находящимися в фосфогипсе с образованием в обводненных нефтяных коллекторах кремнекальциевых гелей с высокими изолирующими и структурно-механическими свойствами. Благодаря этому блокируются промытые коллекторы. Затем производится закачка воды. Вода будет обходить промытые, заблокированные коллекторы, вытесняя нефть из оставшихся нефтенасыщенных коллекторов. Посредством такой обработки нефтяного пласта достигается последовательное вытеснение нефти как, и увеличение как коэффициента вытеснения, так и охвата пласта воздействием.

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Испытания заявляемого и известного способов проводили на насыпных линейных моделях, т.е. моделях, в которые набивали пористый материал - кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Песок набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта.

Характеристики модели пласта - общая длина, см - 100 - диаметр, см - 9,3 - проницаемость, мкм² - 0,73-2,3 Характеристика используемой нефти
- плотность, кг/м³ - 700
- вязкость, мПа•с - 3,9
Коэффициент вытеснения нефти определяли по формуле:

где К₁ - коэффициент вытеснения нефти;
А_НВ - объем вытесненной нефти, см³;
А_НС - объем нефти, первоначально содержащейся в модели, см³.

Определили проницаемость модели по воде и по воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью.

Все использованные в опытах реагенты соответствовали госстандартам. (Силикат натрия - жидкое стекло выпускает по ГОСТ 13078, ОФПК по ТУ РБ 00203714-04-94). Цеолитсодержащую породу в способе-прототипе готовили по методике, приведенной в описании изобретений способа-прототипа.

Вначале определяли эффективность вытеснения нефти раствором силиката натрия такой же подвижности, что и вытесняемая нефть. Результаты опытов приведены в табл.1.

Как видно из результатов опытов, величина коэффициента вытеснения нефти достигает максимального значения при таком режиме вытеснения, когда вязкость водного раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность раствора силиката натрия была равна подвижности нефти. При этом коэффициент вытеснения превышает другие режимы вытеснения на 3,7-8,5%, а вытеснение чистой водой на 15,8%.

Были проведены также эксперименты по определению концентрации фосфогипса в изолирующем составе. Для этого в модель предварительно закачивали раствор силиката натрия с концентрацией 4%, а затем закачивали суспензию фосфогипса и определили давление прорыва после 24 часов выдержки. Результаты в табл.2.

При проведении исследования изолирующего состава, принятого за прототип, суспензию цеолитсодержащей породы предварительно обрабатывают 2,0% соляной кислотой.

Таким образом, установлено, что оптимальное количество фосфогипса в изолирующем составе равно 0,1-10,0%, т.к. при меньшей концентрации давление прорыва уменьшается, а при большей не повышается.

Таким образом, в совокупности признаков формулы изобретения достигается 2 существенных следствия: на первом этапе закачка силиката натрия с подвижностью, равной подвижности нефти, позволяет добиться оптимальных условий для вытеснения нефти из пласта, а на втором - за счет того, что в коллектора с различным фильтрационным сопротивлением закачивается раствор силиката натрия с различной вязкостью и, соответственно, подвижностью, который заполняет как высокопроницаемые, так и низкопроницаемые коллектора, после взаимодействия силиката натрия с фосфогипсом происходит более полная блокировка промытых водой коллекторов, что увеличивает охват пласта воздействием.

Таким образом, способ разработки нефтяной залежи за счет применения новых технических решений способствует повышению конечного коэффициента нефтеотдачи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна на уровне науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "новизна".

Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности разработки нефтяной залежи за счет создания в коллекторах оптимального для данного конкретного пласта режима вытеснения и увеличения коэффициента охвата при последующем воздействии на коллектора, и обусловливающего достижение поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "промышленная применимость".

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия, отличающийся тем, что вязкость раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов в начальный период воздействия была равна между собой, затем последовательно снижают концентрацию силиката натрия в растворе до нуля и проводят закачку водной суспензии фосфогипса - отхода производства фосфорной кислоты.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация фосфогипса в водной суспензии составляет 0,1-10,0%.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4