Способ разработки нефтяной залежи

(19) Е 2184 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(ГОСПАТЕНТ СССР) ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ПАТЕНТУ л. %31 научно-исследовательскийой промышленностиН, И. Жильцов, Н, Н. Пастуова, М. В. Павлов и В, Н. научно-исследовательскииой промышленности4624314, кл. Е 21 В 43/27,видетельство СССР 21 В 43/27, 1985,АЗРАБОТКИ НЕФТЯНО(54) СПОСОБ РЗАЛЕЖИ Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов.Сущность предлагаемого решения заключается в повышении нефтеотдачи неоднородных по пористости и проницаемости обводненных пластов, достигаемая путем перераспределения фильтрационных потоков, что дает воэможность, во-первых, вызвать приток нефти из ниэкопроницаемых зон за счет создаваемого перепада давления и, во-вторых увеличить охват пласта воздействием и обеспечить доотмыв остаточной нефти из ниэкопроницаемых зон, При этом перераспределение фильтрационных потоков достигают путем изоляции водопромытых с высокой проницаемостью эон микродисперсией, образующейся при смешении 5 - 15% лигносульфоната с водным 10-15-ным раствором соляной кислоты. Образование дисперсии происходит мгно(57) Изобрете работки неод обводненных сначала эакач ра лигносуль растворе соля ют нефтевыте компоненты мас.%: смесь варная форма соотношении 0,5 - 1,0, вода позволяет из зоны при одн ти иэ низкопр ние относится к способам разнородных по проницаемостипластов. Способ включает ку в пласт 5 - 15%-ного раствофоната в 10 - 15%-ном водном ной кислоты, затем закачивасняющий агент, содержащий при следующем соотношении неонола АФ 9 - 12 или его то- СНО с лигносульфонатом при 5:1 4,0-7,0, соляная кислота - остальное. Данный способ олировать водопроницаемые овременном вытеснении нефоницаемых зон пласта, 3 табл. венно, образуемый осадок находится в растворе в виде взвеси в диспергированном состоянии и не вызывает технологических затруднений при использовании. По мере продвижения микродисперсии в пласте происходит полная изоляция водопромытых зон, вследствие этого на участке возрастает градиент давления и зоны пласта с низкой проницаемостью становятся доступными для вытесняющего агента,Для вытеснения нефти из пласта эакачивают нефтевытесняющий агент, представляющий собой водный раствор смеси неонола АФ 9-12 или его товарной формы СНО с лигносульфонатом при соотношении 5:1, соляной кислоты,1 воды,Таким образом, предлагаемая последовательность закачки реагенгов пределенного состава позволяет достигнуть прироста добычи нефти.В предлагаелгом способе используютсд следующие промышленные многотонна,л 1836550ные химические продукты: неонол Аф 9-12 или его товарная форма марки СНО, лигносульфонат, соляная кислота. Неонол выпускается отечественной промышленностью по ТУ 38-103625-87. Товарные формы неонола марки СНО представляют собой смесь неонола Аф 9 - 12 и иэобутилового спирта, добавляемого для снижения температуры застывания. Лигносул ьфонаты я вля ются многотоннажным продуктом целлюлознобумажной промышленности, выпускаются по ТУ 81-04-225-79 в виде растворов (марка ЛСТ) или порошкообразных (марки КБП, КССБ). Соляная кислота техническая (ТУ 6- 01-714-77) представляет собой желтоватую, дымящуюся на открытом воздухе жидкость с резким запахом,П р и м е р 1, Для выбора оптимального соотношения концентраций лигносульфоната и соляной кислоты в растворе исследовано влияние их концентраций на получение осадков, Использованы растворы в дистиллированной воде с концентрацией соляной кислоты от 1 до 16% и лигносульфоната марки КБП от 3 до 200 . Количество осадка определяли весовым методом, Растворы предварительно выдерживались в течение 24 ч при температурах 20 и 60 С, после чего подвергались центрифугированию с последующей декантацией и сушкой до постоянной массы.Полученные данные сведены в табл, 1.Из таблицы следует, что с повышением концентрации соляной кислоты до 15% количество осадка увеличивается. Увеличение концентрации соляной кислоты выше 15% приводит к снижению выпадения осадка. Использование лигносульфоната выше 25% не рекомендуется, так как при этом вязкость составов повышается, что вызовет затруднения при закачке составов, По данным табл, 1 можно сделать вывод, что повышение температуры усиливае процесс осадкообразования,Для исследования влияния минерализации воды на процесс осадкообразования были проведены аналогичные опыты с водой различной минерализации; 11, 12, 14, 18 г/л. Установлено, что соляная кислота хорошо растворяет соли, которые присутствуют в минералиэованной воде, и они существенного влияния на увеличение количества осадка не оказывают, Добавка соляной кислоты способствует предотвращению соле- выпадения,П р и м е р 2, Лабораторные, испытания по предлагаемому способу проводили на линейных моделях слоисто-неоднородного пласта в соответствии с методикой определения коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195- 86), Модель пласта представляет собой две параллельно соединенные стекляные колонки с терморубашками, длиной 30 см, диаметром 1,4 см, Колонки заполнены кварцевым песком с размерам зерен в первой колонке 0,07 - 0,14 мм. Во второй колонке 0,2 - 0,3 мм, Колонки вакуумируются в течение 2 ч затем насыщаются минерализованной водой с суммарным содержанием солей 14 г/л. На входе в модель поддерживалось давление нагнетания жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом пропластке скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сут), Проницаемость по воздуху одного прослоя составляет 3,3 мкм, второго 30,7 мкм,Воду в колонках замещали путем прокачки трех пороговых объемов Самотлор- ской нефти с вязкостью 1,9 МПа с при 20 С. Для создания остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняли пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости в наименее проницаемом. прослое. Затем через модель фильтровали состав, обеспечивающий изоляцию водо- промытой зоны, т. е. колонки с высокой проницаемостью.Исследовано перераспределение фильтрационных потоков при прокачке водного раствора, содержащего 5% лигносульфоната марки КБП и 10% соляной кислоты, Обьемы прокачки реагентов через модели пласта различной проницаемости приведены в табл. 2. Каждая строка в таблице показывает, какой объем жидкости прокачивался через прослой малой проницаемости при фиксированном объеме прокачки реагентов через прослой большой проницаемости.Представленные результаты показывают, что изменение и перераспределение фильтрационных потоков в модели предлагаемым составом позволяет увеличить охват пласта.Определение нефтевытесняющих свойств рабочих составов по предлагаемому способу проводили на модели неоднородного пласта, описанной выше, После замещения нефти водой через модель фильтровали состав, обеспечивающий изоляцию водопромытой зоны т. е. колонки с высокой проницаемостью. Объем раствора составлял 0,25-1,0 порового объема. После достижения выравнивания скоростейфильтрации обеих колонок достигаемому, вследствие осаждения микродисперсии в высокопроницаемом прослое, фильтруется вторая, нефтевытесняющая оторочка в ко 1836550личестве 2-3 поровых объемов. В заключение через модель фильтровали 2 - 3 поровых объема воды до полного вытеснения нефти, Температура колонок составляла 60 С. Расчет коэффициентов вытеснения нефти в опытах, проводимых по данной методике, производится в следующей последовательности:1. Первичный коэффициент вытеснения (по воде)в=ОнИгде О - количество нефти, вытесненное из колонки минерализованной водой, 0 - первоначальное количество нефти в колонке, мл,2, Прирост коэффициента вытеснения (абсолютный)ЬР=л а./а,где Ь Он - количество нефти, вытесненное из колонки в результате прокачки реагента.Из результатов лабораторных испытаний, приведенных в табл, 3, видно, что оптимальными являются концентрации в растворе; лигносульфонат 5 и соляная кислота 10% опыт 1),С повышением концентрации лигносульфоната и соляной кислоты скорость фильтрации по высокопроницаемой колонке снижается, наблюдается увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемой колонки (опыты 2, 3), Повышение концентрации лигносульфоната до 15 и соляной кислоты до 15 приводят к снижению фильтрации, а затем и к затуханию последней, вследствие чего происходит полная закупорка высокопроницаемой колонки, в результате чего фильтрация нефте- вытесняющего агента осуществляется только через низкопроницаемую колонку,Предлагаемый способ осуществляют следующим образом, В заводненный неоднородный по коллекторскому составу участок пласта после применения метода разработки путем закачки воды закачивают реагенты по предлагаемому способу в размере 0,2 - 0,5 паровых объемов пласта,Первую оторо гку готовят путем растворения воды и соляной кислоты с последую 5 щим введением 5-15 лигносульфоната вЦА, для приго" овления второй оторочкив водный раствор кислоты вводят расчетноеколичество неонола и КБП,Точный размер оторочек рассчитывают,10 - исходя из конкретных геолого-физическихусловий месторождения,Во время движения состава по пласту врезультате процесса коагуляции происходит высаждение микродисперсного осадка,15 снижение проницаемости пласта, Снижение проницаемости происходит прежде всего там, где сильнее фильтрация, большемассоперенос, Это приводит к выравниванию скоростей фильтрации водопромытых20 высокопроницаемых и низкопроницаемыхзон, После закачки водоизолирующего агента закачивают нефтевытесняющую композицию по данному способу для доотмыванефти из низкопроницаемых участков пла 25 ста.Формула изобретенияСпособ разработки нефтяной залежи,включающий закачку в пласт нефтевытесняющего агента на основе водного раствора30 смеси поверхностно-активных веществ и со, ляной кислоть о т л и ч а ю щ и й с я тем, чтоперед закачкой нефтевытесняющего агентазакачивают 5 - 15 -ный раствор лигносульфоната в 10 - 15 -ном водном растворе со 35 ляной кислоть:, а в качественефтевытесняющего агента эакачиваютводный раствор смеси неонола АФ 9 - 12 илиСНО с лигносульфонатом в соотношении 5;1и соляной кислоты при следующем соотно 40 шении компонентов, мас, :Смесь неонола АФ 9 - 12или его товарная формаСНО с лигносульфонатомпри соотношении 5:1 4 - 745 Соляная кислота 0,5-1,0Вода Остал ьное..ХЭоГ 4ииЭ Эа а2 1 о иЭ аХ Эо схЭх и" с м м сг Г Г 4 л1836550 10 Таблица 2 Таблица 3Неотевытесняюыая способность состава по ПТР и по прототипу в условиях слоистонеоднородного пласта Колонка Проницаемость,нкнт Содерыание компонентов в оторочках Прирост коэффициента вытеснения Опыт Остаточная нер"тенасьв 1 ен"ность,по проп- в целсм поласткам пласту по кахдсм колонке.1 оторочка 2 оторочка По предлагаемому способу:1 оторочка: 5 Ф КБП + 104 ПС 1 28,5 7, 45,2 30, 27,59,0 . 39,5 29,9 5,28,6 2 оторочка; 52 СНО + 14(БП + 12 НС 11 оторочка: 102 КБП + 02 НС 1 24,2 22,4 12,38,114,8 6,6 2 оторочка: 5 ФСНО + 12 КБП + 052 НС 1 2 30,0 20,3 42,4 27,0 23,6,7 и 2 г г 30,1 20,0 Вг 9 46,3 5,0 14,012,47,7 26,4 40, 22,0 5,0 9,0 30,9 9,231,1 12,4т 10,1 Способ по прототипу;смесь ПАВ + 1 О;НС 1 Составитель В.СоничРедактор А,Полионова Техред М,Моргентал Корректор Е.Папп Заказ 3014 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101 1 оторочка: 5 ФКБП + 52 НС2 оторочка: 52 СНО + 1 кКБП + 12 НС 1