RU2060374C1

RU2060374C1 - Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением

Info

Publication number: RU2060374C1
Application number: RU94005446A
Authority: RU
Inventors: В.В. Чендарев; Г.И. Васясин; М.С. Чаганов; А.Т. Панарин; В.И. Николаев
Original assignee: Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии; Научно-производственное предприятие "Мониторинг"
Priority date: 1994-02-15
Filing date: 1994-02-15
Publication date: 1996-05-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам циклического заводнения неоднородных пластов. Способ включает циклическое снижение и повышение давления закачкой воды с добавкой химреагента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Каждый полуцикл снижения давления сопровождают остановкой высокообводненных добывающих и ближайших к ним нагнетательных скважин на период до выравнивания фронта вытеснения в ближайших добывающих скважинах. В качестве добавки используют химреагенты, обеспечивающие наибольшую приемистость нагнетательных скважин, например поверхностно-активные вещества, алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином, щелочь. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам циклического заводнения неоднородных пластов.

Известен способ разработки неоднородных пластов путем циклического воздействия на пласт водой, заключающийся в создании в пласте нестационарного давления закачкой различных объемов воды [1]
Недостатком способа является его неэффективность в неоднородных по проницаемости нефтяных залежах вследствие того, что вытеснение нефти за счет гидродинамических сил происходит в основном из высокопроницаемых зон.

Известен способ разработки нефтяного пласта циклическим заводнением, включающий добычу нефти из добывающих скважин и закачку расчетного объема морской воды с периодами увеличенной и уменьшенной закачки через нагнетательные скважины [2]
Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что в условиях реальных, частично гидрофобных, коллекторов нефть в виде пленки остается в мелких порах, а в крупных в виде глобул блокируется связанной водой за счет капиллярных сил, и тем самым снижается проницаемость для нефти и воды в заводненных пластах.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, заключающийся в нагнетании в пласт подкисленной воды с алюмосодержащим отходом процессов алкилирования в количестве 0,01-0,10 мас.

Данному способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность нефтевытеснения и возможность его использования в неоднородных пластах, где закачиваемая вода с реагентом фильтруется по промытым каналам.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных пластов при заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды с полиакриламидом через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [3]
Недостатком известного способа является незначительный эффект в нефтеотдаче вследствие того, что происходит неполное вытеснение нефти из нефтенасыщенных пор пласта из-за слабых фильтрационных характеристик закачиваемой воды. Наряду с этим, происходит механическая и биологическая деструкция полимера, что ухудшает его реологические свойства.

В основу настоящего изобретения положена задача создать способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением, включающий циклическое снижение и повышение давления закачкой воды с добавкой, химреагента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем каждый полуцикл снижения давления сопровождают остановкой высокообводненных добывающих и ближайших к ним нагнетательных скважин на период до выравнивания фронта вытеснения в ближайших добывающих скважинах, а в качестве добавки используют химреагент, обеспечивающий наибольшую приемистость нагнетательных скважин.

В качестве химреагента используют поверхностно-активные вещества 0,05-0,1% -ной концентрации, алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином 0,01-0,1% -ной концентрации, щелочь 0,1-2,0%-ной концентрации. Добавка указанных химреагентов в закачиваемую воду улучшает ее фильтрационные характеристики за счет уменьшения толщины слоя гранично-связанной воды.

Выбор используемого химреагента зависит от конкретных геолого-физических условий нефтяной залежи: микро- и макронеоднородности пластов, смачиваемости пористой среды, межфазного натяжения между нефтью и водой, минерального состава породы.

В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы: оксиэтилированные изононилфенолы, представляющие собой продукты оксиэтилирования алкилфенола тримерами пропилена по ТУ 38.103625-87; оксиэтилированный алкилфенол ОП-10 по ГОСТ 8433-81; нефтяной сульфат "Петронат-НG" коммерческий продукт фирмы Витко Кемикл, США, Превоцел NG-12 коммерческий продукт фирмы БУНА, Германия.

Алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином представляет собой раствор, содержащий различные гидратированные формы хлорида алюминия, по ТУ 38.3021631-89.

В качестве щелочи используют NaOH по ГОСТ 2263-71, а также может быть использован щелочный сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84.

Вытеснение нефти из пласта по предлагаемому способу происходит посредством двух процессов: процесса вытеснения нефти под действием упругого перераспределения давления в пласте и активации процесса капиллярной пропитки нефтесодержащих пор водой, содержащей химреагент.

Скорость распространения давления в нефтенасыщенных низкопроницаемых зонах значительно ниже, чем в высокопроницаемых. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте в заводненных зонах оно выше, чем в нефтенасыщенных, вследствие чего происходит капиллярное впитывание воды в нефтенасыщенные поры, вытесняя из них нефть. На эффективность этого процесса влияют свойства закачиваемой воды. Введение в закачиваемую воду химреагента, изменяющего ее характеристики, приводит к усилению капиллярной пропитки и, в конечном итоге, к увеличению охвата менее проницаемых зон заводнением. При пониженном давлении, наоборот, давление в нефтенасыщенных зонах выше, чем в заводненных, в результате чего происходит переток нефти из нефтенасыщеных зон в заводненные. Эффективность этого процесса определяется толщиной слоя гранично-связанной воды, блокирующей проходное сечение пор. Одновременная остановка высокообводненных добывающих скважин на этот период приводит к тому, что при последующем повышении давления, поток жидкости перераспределяется между окружающими добывающими скважинами в соответствии с неоднородностью пласта.

Описанный механизм увеличения охвата пласта циклическим заводнением повторяется и в следующих циклах.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки неоднородных залежей нефти заводнением за счет улучшения процесса вытеснения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон под действием двух факторов: нестационарного давления и интенсификации капиллярной пропитки.

Анализ отображенных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разработке неоднородных залежей циклическим заводнением.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим описание осуществления способа.

В промышленных условиях способ реализуется следующим путем.

Литологически ограниченная нефтяная залежь разрабатывается на искусственно водонапорном режиме. Ко времени достижения коэффициента нефтеотдачи 0,45 эксплуатация скважин стала невозможной из-за опережающего прорыва воды по высокопроницаемым зонам. Производят остановку добывающих скважин с обводненностью более 95% и ближайших к ним нагнательных скважин, от которых произошло обводнение. При этом сохраняют компенсацию отбора жидкости закачкой воды в целом по залежи. Остановка высокообводненных скважин приводит к росту давления. После того, как пластовое давление в остановленных добывающих скважинах превысило гидростатическое, остановленные нагнетательные скважины переводят под закачку воды с химреагентом. Марку и количество вводимого химреагента определяют заранее в лабораторных условиях на образцах керна данного месторождения. Процесс разработки в данном режиме продолжают до выравнивания фронта вытеснения нефти в действующих добывающих скважинах, т.е. до выравнивания обводненности добываемой продукции. Далее остановленные добывающие скважины вводят в эксплуатацию.

Оценка эффективности разработки по изменению проницаемости и по приросту коэффициента нефтеотдачи проведена в лабораторных условиях с использованием площадных зонально неоднородных моделей пласта с имитацией серии нагнетательных и добывающих скважин. Модели набивали керном реальных месторождений различной крупности в пределах 0,17-1,20 мкм при пористости 0,2-0,4. На входе модели поддерживали давление нагнетаемой жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации, соответствующую пластовой (не более 1 м/сут). Нефть, находящуюся в моделях, сначала вытесняли водой до достижения полной (более 95%) обводненности отбираемой продукции хотя бы в одной скважине.

С целью определения эффективности использования различных химреагентов для интенсификации капиллярной пропитки в модели закачивают воду с различными химреагентами при различной их концентрации.

Эффективность определяют по изменению проницаемости по сравнению с проницаемостью по пресной воде.

Результаты исследований приведены в табл. 1.

Как видно из приведенных данных, в результате закачки воды с добавлением алюмосодержащего отхода, щелочи, поверхностно-активного вещества интенсифицируется процесс капиллярной пропитки, о чем свидетельствует изменение проницаемости пористой среды по сравнению с проницаемостью по воде. Наиболее эффективно процесс происходит при концентрации водных растворов алюмосодержащего отхода 0,01-0,1% щелочи 0,1-2,0% поверхностно-активного вещества 0,05-0,13%
Далее определяют эффективность нефтевытеснения при использовании способа по прототипу и по заявляемому способу.

П р и м е р 1 (прототип). В модели создавалось давление, превышающее давление вытеснения в 2 раза, причем перед повышением давления в модель подавался водный раствор полиакриламида с концентрацией 0,18-0,030% в объеме 0,4-0,5% от порового объема высокопроницаемой части пласта. Далее выдерживали модель в таком состоянии 1 сут. Затем возобновляли процесс отбора жидкости до достижения начального давления, после чего вход модели (остановленные нагнетательные скважины) снова подключали к напорному контейнеру. Коэффициент нефтевытеснения равен 76,3-78,9% что хорошо согласуется с приведенными в авторском свидетельстве данными (см.табл.2, опыт 1).

П р и м е р 2 (по аналогу а.с. N 1550107). Проводят исследования по определению эффективности введения химреагента в закачиваемую воду без изменения режима закачки и отбора. В качестве химреагента берут алюмосодержащий отход процесса алкилирования 0,01-0,1%-ной концентрации. Процесс закачки раствора химреагента продолжают до полной обводненности отбираемой продукции. Коэффициент нефтевытеснения составил 74,1-75,8%
П р и м е р 3 (заявляемый способ). Условия моделирования сохранили, как в примере 1. Прекращают отбор жидкости из добывающих скважин, в которых обводненность продукции составила 95% одновременно прекращали закачку воды в нагнетательные скважины, от которых происходило обводнение. Закачку возобновляли после увеличения давления в остановленных скважинах на 20% В закачиваемую воду добавляли алюмосодержащий отход процесса алкилирования 0,01-0,1% -ной концентрации. После выравнивания фронта вытеснения, о чем судили по достижению значений обводненности работающих скважин такой же, как в остановленных добывающих скважинах, последнее переводили на отбор жидкости. Коэффициент нефтевытеснения составил 86,2-88,5% (см.табл.2, опыт 3).

П р и м е р 4. Проводят аналогично примеру 3, в качестве химреагента берут NaOH 0,1-2, -ной концентрации. Коэффициент нефтевытеснения составил 84,6-87,7% (см.табл.2, опыт 4).

П р и м е р 5. Проводят аналогично примеру 3, в качестве химреагента берут оксиэтилированный изононилфенол ФА₉-12 0,05-0,1%-ной концентрации (см. табл.2, пример 5).

Как видно из приведенных в табл. 2 данных, изменение режима отбора-закачки воды без добавления химреагента, улучшающего ее фильтрационные характеристики (см. табл.2, опыт 1) и использование таких реагентов без изменения режима отбора-закачки воды (см.табл.2, опыт 2) не приводят к существенному изменению коэффициента нефтевытеснения. Только при совокупности действия двух факторов: упругого перераспределения давления в пласте и интенсификации капиллярной пропитки достигается значительное увеличение коэффициента нефтеотдачи на 5,7-13,8%
Применение предлагаемого способа позволит достичь следующих технико-экономические преимущества: повысить коэффициент нефтевытеснения на 5,7-13,8% по сравнению с прототипом; реализовать способ с использованием стандартной техники; утилизировать крупнотоннажные отходы химических производств.

Claims

Способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды с добавкой химреагента через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что каждый полуцикл снижения давления сопровождают остановкой высокообводненных добывающих скважин на период до выравнивания фронта вытеснения в ближайщих добывающих скважинах, а в качестве добавки используют химреагенты, обеспечивающих наибольшую приемистость нагнетательных скважин.