Способ повышения нефтеотдачи пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет применения комплексного воздействия на залежь. Технический результат – повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтевытеснения и направленного воздействия сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи. В способе повышения нефтеотдачи пласта, включающем проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в различный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу в пересчете на активное вещество, а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, представляющего собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе низкомолекулярного полигликоля. 4 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет применения комплексных технологий физико-химического воздействия на залежь.

В нефтедобыче широко применяют большое количество химических реагентов (поверхностно-активные вещества (ПАВ), щелочи, кислоты и др.), основное действие которых направлено на увеличение коэффициента вытеснения нефти.

Использование полимеров, полимер-дисперсных систем, коллоидно-дисперсионных систем и др. позволяет добиться увеличения коэффициента охвата пласта заводнением путем повышения фильтрационных сопротивлений в обводненных зонах нефтенасыщенного коллектора.

Комплексные технологии физико-химического воздействия на залежь являются наиболее эффективными, так как способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения нефти и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, путем совместной закачки обеих групп химических реагентов.

Известен, например, способ разработки нефтяного пласта (RU №2070282, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.

Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Известен также способ регулирования разработки неоднородного пласта (RU №2279540, опубл. 10.07.2006 г.), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем-ацетатом хрома и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, осуществляют продавку в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды,

Недостатком является низкая успешность реализации способа обусловленная тем, что зачастую происходит преждевременная полимеризация (сшивание) полиакриламида в призабойных зонах и зонах гидродинамического влияния добывающих или нагнетательных скважин. При этом поставленная задача по вытеснению остаточной нефти не выполняется, гидродинамическое качество нагнетательных и добывающих скважин необратимо ухудшается.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти (RU №2485301, опубл. 20.06.2013 г.), включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в пласт нефтевытесняющего микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, мас. %: полиакриламид 0,03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ 0,05-0,3, вода остальное, а перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, мас. %: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода остальное, для блокировки высокопроницаемых промытых зон пласта.

Недостатком данного способа является то, что при закачке гелеобразующего полимерного состава в высокопроницаемые зоны пласта, происходит частичная закупорка полимерными молекулами пористой среды низкопроницаемых пропластков и снижение проникающей способности закачиваемого следом микрогелиевого состава, в результате чего снижается эффективность способа, особенно в залежах со слабопроницаемыми и глинизированными коллекторами.

Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтеизвлечения и направленного воздействия сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе повышения нефтеотдачи пласта, включающем проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу (в пересчете на активное вещество), а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, который представляет собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе полигликоля.

Поверхностно-активный комплексный состав - ПКС представляет собой синергетическую смесь поверхностно-активных веществ (неионогенного и катионного) и низкомолекулярного полигликоля в водном растворителе, и предназначен для использования в качестве высокоэффективной поверхностно-активной добавки в различные составы для технологий повышения нефтеотдачи пласта в нефтедобывающей отрасли, выпускается по ТУ 20.59.42-001-33521234-2018.

Эффективность реагента ПКС определяется способностью значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз «вода-нефть», инвертировать смачиваемость породы, подавлять набухание глин, растворять асфальто-смолистые и парафинистые компоненты нефти.

В качестве полимеров для приготовления водоизолирующего и нефтевытесняющего составов по заявляемому способу могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды (ПАА) отечественного или зарубежного производства со средней и высокой молекулярной массой (10-25 млн. ед.) и степенью гидролиза до 40%.

Для приготовления водоизолирующего состава, исходя из промысловой практики, используют 0,2-0,8 мас. % водные растворы полимера с добавкой сшивателя - ацетата хрома в количестве 10 мас. % от массы сухого полимера. Время гелеобразования состава должно превышать время, необходимое для его закачки в зону изоляции. Концентрация и время гелеобразования уточняются исходя из лабораторных исследований для каждого конкретного объекта воздействия.

Ацетат хрома (АХ), выпускается по ТУ 6-02-0009912-70-00 в виде 50% водного раствора.

Концентрация полимера в нефтевытесняющем водном растворе составляет 0,01-0,2 мас. %, (диапазон концентраций, наиболее часто используемый в технологиях увеличения охвата пласта заводнением), концентрация ПКС - 1,0-3,0 мас. %.

Оптимальные добавки ПКС в растворе полимера определены экспериментально по нефтеотмывающей способности, которую оценивали гравиметрическим методом по количеству удаленной нефти с металлических пластин, предварительно выдержанных в течение 1 минуты в нефти плотностью 873 кг/м³ и вязкостью 29,9 мПа⋅с.Удаление осуществляли при 20°С в течение 30 мин в водных растворах ПКС различной концентрации с периодическим встряхиванием. Результаты представлены в таблице 1.

Из таблицы видно, что увеличение концентрации ПКС свыше 3,0 мас. % (оп. 7 из таблицы 1) приводит к снижению отмыва нефти, что, возможно, связано с экранированием поверхности покрытой плотными адсорбционными слоями ПАВ и затруднением диффузионного доступа других молекул.

Уменьшение концентрации ПКС ниже 1,0 мас. %, приводит к снижению отмывающей способности (оп. 1 из таблицы 1). Сравнительный анализ с прототипом (оп. 8 из таблицы 1), показывает гораздо более высокую отмывающую способность растворов ПКС.

Сущность предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта заключается в следующем.

Закачка водного раствора ПКС и гелеобразующего полимерного состава, по сути, предназначены для обработки призабойной зоны пласта, а последующая закачка полимерного раствора с растворенным в нем реагентом ПКС выполняет роль рабочего нефтевытесняющего агента.

В призабойную зону пласта предварительно закачивают водный раствор ПКС. При этом большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, способствуя увеличению добычи нефти.

Меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропласток, покрывая его монослоем из молекул катионного поверхностно-активного вещества (КПАВ), содержащегося в составе ПКС, причем заряженная часть молекул ориентируется на поверхность коллектора, а гидрофобная часть простирается в поровое пространство.

Благодаря селективной ориентации полярных молекул КПАВ происходит гидрофобизация порового пространства низкопроницаемого пропластка, что препятствует интенсивному координационному взаимодействию закачиваемых следом реагентов гелеобразующего состава с поверхностью породы.

Закачиваемый гелеобразующий полимерный раствор, не вступая во взаимодействие с гидрофобизованной поверхностью породы низкопроницаемых пропластков, продавливается водой в наиболее промытые зоны пласта, где формируется и закрепляется гель, образуя надежный водоизолирующий экран.

При использовании данного способа обработки призабойной зоны, следует учитывать оптимальное значение концентрации КПАВ в закачиваемом растворе ПКС. Для достижения необходимого эффекта на поверхности низкопроницаемого пропластка должен образоваться монослой адсорбированных молекул КПАВ. В случае превышения оптимального значения, возможно образование нескольких слоев, молекулы в которых будут ориентироваться к уже имеющемуся гидрофобному слою, что приведет к повторной инверсии смачивания и переводу поверхности в гидрофильное состояние.

На основании проведенных лабораторных экспериментов по изменению смачиваемости плотно спрессованных образцов модельной породы пласта, пропитанных водными растворами ПКС, определена его оптимальная концентрация в закачиваемом водном растворе опережающей оторочки, равная 0,5-0,8 мас. %, что составляет 0,04-0,07 мас. % по катионному поверхностно-активному веществу. Определение инвертируемости смачиваемости породы проводили методом «сидячей капли» по изменению краевого угла смачивания тестируемой жидкостью (водным раствором полимера). Результаты представлены в таблице 2.

После закачки гелеобразующего состава, и продавливания его в зону изоляции, нагнетательную скважину останавливают на технологическую выдержку на время, необходимое для образования и упрочнения полимерного геля. Как правило, время выдержки составляет 10-24 часа и конкретизируется предварительными лабораторными испытаниями, в условиях аналогичных пластовым.

Во время технологического отстоя скважины, в низкопроницаемых пропластках протекает процесс десорбции пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, что способствует увеличению коэффициента нефтевытеснения при дальнейшей закачке полимерного раствора.

После технологической выдержки, скважину включают в работу и осуществляют закачку рабочего агента - водного раствора полиакриламида с добавкой реагента ПКС. Объем закачки составляет 0,3-0,6 объема пор пласта, и зависит от гидродинамических условий скважины.

Закачиваемый водный раствор, загущенный полимером с добавкой ПКС, содержащем эффективные неионогенный и катионный ПАВы и низкомолекулярный полигликоль, способствует эффективному выравниванию профиля приемистости, за счет нивелирования вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, увеличению нефтеотмывающей способности, за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела сред и изменения смачиваемости породы, увеличению подвижности вытесняемой нефти, за счет растворения асфальтеновых и парафинистых компонентов, высокой проникающей способности раствора, за счет подавления набухания глинистых частиц породы.

В конечном итоге, предлагаемый способ обеспечивает направленное распределение закачиваемых составов в неоднородные по проницаемости зоны пласта, повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, за счет увеличения охвата пласта полимерным заводнением, вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых, нефтенасыщенных участков пласта, увеличение коэффициента нефтевытеснения, и, как следствие, повышение коэффициента нефтеотдачи.

Таким образом решается поставленная задача - повышение нефтеотдачи пласта с одновременным увеличением охвата пласта полимерным заводнением, повышением коэффициента нефтевытеснения и направленным воздействием сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.

Для подтверждения эффективности использования предлагаемого способа, в лаборатории были проведены фильтрационные эксперименты, в соответствии с ОСТ 39-195-86.

Испытания проводили на двухслойной модели пласта с возможностью проведения экспериментов как с общим входом и раздельными выходами, так и с раздельными входами и выходами. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок с добавкой 5% бентонитовой глины. Длина модели составляла 200 мм, диаметр 26 мм. Одна с проницаемостью 1,0±0,2 мкм², имитировала низкопроницаемый участок пласта, другая с проницаемостью 10,0±0,2 мкм², имитировала высокопроницаемый участок пласта. В каждом опыте участки пласта вакуумировали и насыщали нефтью вязкостью 12,0 мПа⋅с до 100% нефтенасыщенности.

После этого проводили одновременное вытеснение нефти водой из обоих участков до достижения полной обводненности вытесняемой жидкости, получаемой из высокопроницаемого участка пласта (имитация процесса заводнения). Определяли остаточную нефтенасыщенность и проницаемость кернов.

По мере достижения равновесия в двухмерную модель пласта закачивали водный раствор ПКС в количестве 0,1 объема пор и 0,1 объема пор гелеобразующего состава. Для осуществления процесса гелеобразования систему выдерживали в покое в течение 24 часов. Затем через двухмерную модель пласта закачивали 0,3 поровых объема нефтевытесняющего состава и воду до полного обводнения вытесняемой жидкости, оценивая при этом общее количество вытесненной нефти и отдельно из высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков.

В таблице 3 приведены рецептуры и порядок закачиваемых составов.

Для подтверждения эффективности полимерного нефтевытесняющего состава с добавкой ПКС, был проведен фильтрационный эксперимент по описанной схеме с использованием в качестве нефтевытесняющего агента полимерного раствора без добавки ПКС (оп. 4 в таблице 3)

В лабораторных экспериментах использовали полиакриламид марки FP-307, производства ООО «СНФ Балтреагент», с молекулярной массой 11 млн.ед. и степенью гидролиза 10%.

По аналогии проведены эксперименты по прототипу (RU №2485301) с использованием той же марки полиакриламида, с приготовлением составов по рецептурам, указанным в патенте, без предварительной закачки водного раствора ПКС (оп. 5 в таблице 3).

Нефтевытесняющую способность (коэффициент прироста нефтеотдачи) определяли относительно коэффициента остаточной нефтенасыщенности после заводнения модели (% от остаточной нефти), по формуле: К_н=(КОН_в-КОН_с), где:

К_н - коэффициент прироста нефтеотдачи;

КОН_с - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки составов;

КОН_в - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки воды;

Для определения степени изоляции высокопроницаемого пропластка, в заверщении каждого эксперимента, осуществляли закачку воды отдельным входом только в этот участок. По изменению проницаемости в сравнении с первоначальной, рассчитывали коэффициент изоляции:

К_изол.=(К₁-К₂)/К₁⋅100, %; где:

К₁ - первоначальная проницаемость по воде, мкм²;

К₂ - проницаемость по воде после формирования геля, мкм².

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 4.

Как видно из данных, приведенных в табл. 4, применение заявляемого способа приводит к достижению более высокого эффекта по сравнению с прототипом, а также при закачке водного раствора полиакриламида без добавки ПКС.

Заявляемый способ при использовании позволяет достичь:

- увеличения коэффициента изоляции высокопроницаемых пропластков;

- повышения прироста коэффициента нефтеотдачи.

Предлагаемый способ технологичен, применим при использовании стандартного технологического оборудования для проведения работ по увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в различный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, отличающийся тем, что опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу (в пересчете на активное вещество), а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, представляющего собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе низкомолекулярного полигликоля.