Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов

(19 1 В 43/22, 43 1)5 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР гЩг. гск. гб,И.За ФТИ И ЬОСТ Изобретение относится к нефтедобыва- образовавшегося гипса расходуется наза- . Бющей промышленности, в частности к спо- " купорку дополнительно образовавшихсясобам извлечения нефти иэ неоднородных пор. Кроме того, при реакции серной кислопо проницаемости трещинно-поровых кар- ты с хлористым кальцием образуется соля- Сбонатных пластов. ная кислотаИзвестен способ разработки нефтяной СаСг+ Нг 304+ 2 НгО.= Са 504 2 НгО +залежи, включающий эакачкучерез нагнета- +2 НС,тельйую скважину оторочки 15 О-ной соля- Известно, что в присутствии соляной кислоной кислоты, инертной жидкости и 90;ь-ной ты растворимость гипса повышается, чтосерной кислоты, Оторочка продвигается по приводит к уменьшению массы обраэовавпласту водой, соляная кислота реагирует сшегося осадка.карбонатными составляющими пласта с об- Наиболее близким к предлагаемому яв-,раэованием хлористого кальция. Затем сер- ляется способ заводнения нефтяных пла- Сная кислота реагирует с хлористым став, включающий закачку в скважину СОкальцием, при этом образуется гипс, кото- последовательно водных растворов хлори- Срый локализуется в трещинах стого кальция (Са СЬ) и кальцинированнойОсноанмм недостатком этого способа .оды Гг)атСОэ).является низкая эффективность, обуслов- Недостатком известного способа являленная разрушением карбонатйого состав-:ется низкий прирост коэффициента выляющего коллектора при взаимодействии с теснения нефти ( 2,1) из-за плохойсоляной кислотой. Вследствие этого часть смешиваемости последовательно эакачан(21) 4781636/03(71) Татарский государственный наледовательский и проектный инсттяной промышленности(54) СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕНЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАКАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ 2(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти.из неоднородных по проницаемости пластов. Цель - повышение эффективности вытеснения нефти. Для этого в продуктивный пласт закачивают водный раствор хлористого кальция и кальцинированной соды, закачивают воду в пласт. Растворы эакачивают порциями циклически с концентрацией (мас. 6) 20 - 21 и 19 - 20 соответственно. Соотношение обьемов 1:1. Обьем порции каждого из раствора в цикле равен 7 - 10 О(а от закачиваемого общего обьемараствора, Общий объем каждого эакачикваемого раствора находят из математического вырАжения. -ных осадкообразующих растворов, Уста- достаточном обьеме практически нераствоновлено, что при последовательной закачке римый в вода осадок - карбонат кальция; образуется закупоривающего материала который надежно закупоривает высокопровсего 20 % от максимально возможного, ницаемые зоны пласта, вследствие чего по- . Кроме того, в известном способе не указаны 5 вышается эффективность вытеснения нефти . : ни оптимальные концентрации, ни опти- из низкопроницамых пропластков. мальные объемы. Количество эакупоривающего материаЦель изобретения - повышение эффек- ла, образуемого при применении предлагатионости способа йутем закачки водных емого способа, в 4,4 раза больше, чем при .:РаСтворов хлористого кальцИя и кальцини применении извеСтного способа, Прйрост рованной соды порциями циклически с кон- коэффициента вытеснения при применении центрациями (мас.%) соответственно 20 - предлагаемого способа 7,2 % выше, чем при . 21 и 19 - 20 в соотношении 1:1 каждого примененйй известного. раствора при .объеме цикла 7 - 10 % от Известно применение хлористого кальзакачйваемого объема раствора, причем об ция для изоляций лизкойроницаемОто пла-. щийобьемкаждогозакачиоаемогораствора ста путем: закачки о него Я определяется по формуле.высококонцентрированиого нагретого до. рг ь К 1 К,;. : .: .температуры 50-80 С йодногораствора, коЧ= " " (1)торыйпередзакачкойвпластвыдерживают где я = 3,14; 20 до начала естеСтвенной кристаллизации. 3 а ь - эффективная нефтенасыщенная тол- . Счет Охлаждения нагретого насыщенного и а пласта мРаСтвоРа хлОРиСтого кальЦиЯ ДО тЕмпеРатУ- К - йориСтость доли ед. Ры пРОницаемого горизонта происходити - пористость, доли ед.;К, .0.-коэффйциентначального нефте- кристаллизация Соли и закупорка пор планасыщенного объема, доли е.; Я - радиус проникнове ия раствора, м Недостатком применения Раствора хлоЭкспериментальноустановлено, что ра- . Ристого кальций в качетве закупоривающедиус проникновения раствора можно вы-: го материала является его- высокая чйслить по формуле , Растворимость в воде. При непрерывном й 00205(2) 30 поступлении закачйваемой воды о пласт, где- Расстояние От нагнетательной что всегда имеет место при разработке нефскважины до до ывающей. оэ ициентн до добывающей. Коэффицйент тяной залежи, эффект значительно снижает,0205 определяют следующим образом, В модель длиной 1 м порциями циклическилиной 1 м по циями циклически Известно пРимегненйе кальциниРооанзакачивают по 30 мл 20 %-ного раствора 35 "ой соды (УглЕкислого натрия) для.обработхлористого кальция и-ного растворас о альция и 19 %-ного раствора, ки пласта в сочетании с закачкой ПАВ, В а цинирован ной соды, В модели при этом этом случае кальцинированная сода улучшаосаждается 5,7 г карбоната кальция с плотве ся 57 г карбоната кальция с плот- ет нефтеоымывающие свойства ПА . Вностью 2,65 г/смз, Объемосадка составляет предлагаемом способе кальЦийированная 215 з Об еор занятых водой состав сода закачиоаетсяв сочетании схлористым2,15 см . Обьем пор, занятых водой, составляет 105 смз На единицу дли ы модрйй кальцием для Образования закупориоающе 105 . з . го нерастворимого осадка о зоне высокой приходится - = 1,05 см обьемв,пор, По проницаемости с целью улучшения условия:100 д- е модели Осадок Обьемо 215 см рас- оытесненЙЯ иэ низкопРОНИЦаемых зон, т е длине модели осадок о ьемом, см рас 45 выполняетдругую функцию.првделится на расстоянии - = 2,05 см. Способ осуществляется следующим об 1,05что в отношейии к общей длине модели со- разом ставит 0,0205. - : В пласт через насосно-компрессорныеПри снижении концентрации солей ни- трубыопущенный до Фильтра колонны и же нижнего предела (СаСг) 20% и МагСОЗ затрубное пРостРанство, циклически пор %) снижается Обьем обраэующегос 50 циями в соотношении 1:1 объемом по 7- 10 осадка и соответственно закупориоающий % от общего объема каждого раствора зака зффект, а Верхний предел ( а г ФФ а Ьер предел (СаСг 21 % и чивэот по однои линии Раствор содержаЙагСОз 20 %) ограничен предельной рас- щий, мас.%: хлористый кальций 20 - 21, творимостью в воде кальцикирооанной со- воду 79 - 80; по другой - раствор, содержа 55 щий, мас.%: кальцинированную соду 19 -Пр осущест лении предлагаемого спо- .воду 80 - 81. При закачке порциями циксоба о трещинах трещинно-порового кол- лически улучшаются условия для образооалектора (в радиусе 0,0205 3) образуется в . ния Осадка и Осаждается в пласт более 80%от максимально возможного.Общий объем закачиваемста растворавычисляется по формуле (1). Таким образом,суммарный объем осадкообраэующих растворов определяется объемом пор. занятыхводой,. при этом объем образованного осадка соответствует объему треп,ин.Растворы хл 6 ристого кальция и кальцинированной соды закачиваются в собтйошении 1:1. После закачки растворов переходятна обычную для поддержания пластовогодавления закачку воды.Эффективность способа определена влабораторныхусловиях. Лабораторные испытания предлагаемото и известного способов проводили на линейной моделидлиной 1 м, площадью поперечного сечения 6,6 104 мг, заполненный измельченным карбонатным. керном, состоящим на985-98,9 6 из карбоната кальция. Объемпор модели 200 106 м.начальный нефтенасыщенный объем 95 10. м.П р и м е р 1, Через модель со скоростью1 м/сут при давлении 0,36 МПа пропустили10 поровых обьемов пластовбй воды с плотностью 1,1397 г/смз, При этом выделйлосьиз модели 51;6 10 м нефти. Проводимость по" воде составила 114 10м /мПа с КоэфФициент вытеснения нефти(Квыт.н рассчитывали по формулеКвыт,н=-., . ; . Р)Чн.нгдеЧн - объем вытесненной из моделинефти, мз;Чн,н. - ПЕЗОВОНацаЛЬНЫй НЕФтЕНаСЫЩЕНный объем, м .Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой составилКвыт,н ф0,543,51,6 1095 10Затем, чередуя порциями по 2 мл, было закачано по 30 мл растворов: 20хлористогскальция и 19 кальцинированной соды. Врезультате реакции солей в модели Осадилось 5,7 г или 2 см карбоната кальция, чтосоставило 1 в парового обьема. При вэтомпроводбимость понизилась с 114 10 до1,8 10 м 2/мПа с. Количество дополнительно вйтесненной нефти составило8,65 106 мз. Прирост коэффициента вытеснения (Квыт.н) вычислили по формулеЧд.н 100 . . "Чн,нгде Чд.н. - обьем вытесненной нефти,Прирост коэффициента вытеснейия со",ставилЬКвыт.н100=9,1865 1095 .10 Для восстановления проводимости доисходного после каждого опыта через модель прокачали 30 -ный раствор аммиачной селитры.П р и м е р 2. Испытания проводили так 5 же, как в примере 1, только применили раствор хлорйстогокальция.20,5 ф 4, а раствор кальцинированной соды 19 5 . Проводимость понизилась с 113.1 6 до 1,7 10 в м /МПа с. Количество дополнительно вы10 тесненной нефти составило 8;75 106 м.Прирост коэффициента вытеснения 9,2 .П р и м е р 3. Испйтание проводили также, какв примере 1 и 2. При этом концентрация раствора хлористого кальция со ставила 21 , а кальцинированнойсоды - 20 . Проводимость понизилась с 113,5 10 до 1,6 10 м /МПа.с. Количество дополнительно вытесненной нефти соста-вило 8,95 10 м. Прирост коэффициента 20 вытеснения 9,3 .П ри м е р 4. Испытание известногоспособа проводилй на той же модели. Модель повторно насыщали дегазированной нефтью с плотностью 0,91 г/см . Затем че рез модель пропустили 10 обьемов сточнойводы с плотностью 1,090 г/см . При этом вйделилось 52,5 мл нефти, Проводимость по пластовой воде составила 101 10- м /мПа с. Коэффйциент вытеснения нефти 30 водой составил52,5 10Квыт.ы =. = 0,56.94 10Затем в модель закачали последова тельно по 30 мл растворов хлористого каль,. ция и кальцинированной соды. При этомвыделилось 2 мл нефти, Проводимость понизилась с 101 10 мг/мПа с до 8 10 м /мПа с. Прирост коэффициента вытеснег40 ния нефти составил2,0 .10 . 10094 10Таким образом прирост коэффициентавытеснений нефти при применении предлагаемого способа в среднем в 4.4 раз выше, чем при применении известного способа.. Формула изобретенияСпособ вытеснения нефти иэ неоднородных по проницаемости карбонатныхпластов, включающий последовательную.закачку в продуктивный пласт водных растворов хлОристого кальция и кальциниро. ванной соды, отл и ч а ю щ и й с я тем, что,55 с целью повышения эффективности вытеснения нефти,после закачки в продуктивный пласт растворов хлористого кальций и кальцинированной соды закачивают воду, причем водные растворы хлористого кальция и1747680 енная аян тенасыщтости, доли ед.,ального нефтет порииентнаа, долиикновен аствора,м. Составитель В. КошкинТехред М.Моргентал Редактор Э. Слиган е о екто Заказ 2482 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 ственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Пр кальцинированной соды эакачи циями циклически с конце (мас.) соответственно 20 - 21 соотношении 1:1 каждого ра объеме порций каждого раста 7 - 10) от эакачиваемого об раствора, причем общий объем качиваемого раствора определя муле веются порнтрациями и 19 - 20 в створа при ора в цикле щего объема каждого эа- ется по фор; где Ь - эффектитолщина пласта, м Кп - коэффицие Ко, - коэффицнасыщенного объем й - радиус прон