СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек, ограничивающих фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, в котором ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:

и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины, где в качестве полимера используют полиакриламид марки Alcoflood 1175A производства компании BASF в количестве 0,072 т, в качестве силиката натрия используют жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81, а в качестве латекса используют нестабилизированный неионогенным ПАВ латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75) в количестве 3,6 т 7,66 м³ (RU Патент №2290504, МПК E21B 43/22, C09K 8/88, 2006).

Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.

Известен состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий водорастворимый органический полимер, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом латекс и воду, в качестве водорастворимого органического полимера может быть использованы, например, полиакриламид различных марок, сополимер полиакриламида или водорастворимое производное целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза, в качестве стабилизатора латекса используют, например, неонол или синтерол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

(RU Патент №2172821, МПК 7 Е21В 43/22, 2001).

Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит жидкое стекло с силикатным модулем 2,3-3,6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

(RU Патент №2194158, МПК 7 E21B 43/22, 2002).

Состав содержит жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81. Состав содержит латекс, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом. Латекс представляет собой агрегативно устойчивую мелкодисперсную эмульсию синтетических или натуральных каучуков в воде, например, СКС-65 ГП или СКС-65 ГПБ.

Состав готовят путем смешения компонентов состава в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м³ или в их смеси.

Недостатком известного состава является недостаточная агрегативная устойчивость при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков слоисто-неоднородного нефтяного пласта, что способствует снижению коэффициента нефтевытеснения.

Задачей изобретения является увеличение коэффициента нефтевытеснения за счет повышения агрегативной устойчивости состава при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков неоднородного нефтяного пласта.

Техническая задача решается тем, что состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100, а в качестве воды содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Решение технической задачи позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.

В составе используют стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом синтетический латекс СКС-65 ГПБ, спецификация в соответствии с ТУ 38.103111-83 (см. http:/b2b.sibur.ru/pages_new_ru/catalog/catalog_product.jsp?portal=SYNRUB&prod=1308&level=110); в качестве производного кремниевой кислоты состав содержит кремнезоль с силикатным модулем 100 марки КЗ-ТМ 20, спецификация в соответствии с ТУ 2145-004-12979928-2001 (см. http://www.compass-kazan.ru/products/64/). В качестве электрохимически активированной воды состав содержит анолит, полученный путем обработки воды с содержанием поваренной соли в установке электрохимической активации СТЭЛ-10АК. Исходная слабосоленая вода имеет pH 5,75 и электропроводность 2,5 мСм. Электрохимически активированная вода, используемая в составе по примерам 1 и 2, обладает pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав по заявляемому объекту готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в указанной электрохимически активированной воде.

Состав по примерам 3 и 4 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 6,4 при электропроводности 3,5 мСм.

Состав по примерам 5 и 6 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 4,4 при электропроводности 3,9 мСм.

Данные по примерам 1-6 и по прототипу сведены в таблицу 1.

Полученный таким образом состав закачивают в пласт по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) или по разовой технологии (в отдельные скважины).

Заявляемый состав позволяет создать гидроизоляционный экран на большем расстоянии от нагнетательной скважины, и тем самым повысить охват пласта нефтевытесняющим воздействием (Фиг.2, где позиции 3, 4, 5 соответствуют моделям пласта, наиболее удаленным от нагнетательной скважины). При исследовании эффективности состава для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта важными являются данные по фильтрационному сопротивлению.

Увеличение нефтеотдачи высокообводненных слоисто-неоднородных пластов при использовании осадко-гелеобразующих составов пропорционально повышению фильтрационного сопротивления или так называемого остаточного фактора сопротивления, и тем самым увеличению коэффициента нефтевытеснения (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи слоисто-неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.317).

Для моделирования высокообводненных участков слоисто-неоднородного пласта используют насыпные модели, каждая из которых представляет собой цилиндрический полый металлический корпус длиной 15 см, диаметром 30 мм с толщиной стенки 6 мм, закрытый с обеих сторон заглушками, имеющими сквозные отверстия. Указанные цилиндрические полые модели (трубки) набивают промытым кислотой кварцевым песком. Далее модели последовательно соединяются между собой при помощи переходных муфт. На моделях определяют фильтрационное сопротивление или так называемый остаточный фактор сопротивления по заявляемому объекту и по прототипу по общепринятой методике (Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, с.100).

Порядок закачки фильтрующихся по модели пласта агентов следующий: вначале закачивают минерализованную воду определенной плотности количеством 2-3 поровых объемов (п.о.) до стабилизации перепада давления, затем буфер 0,1 п.о., состав 0,19 п.о., буфер 0,1 п.о. и оторочку минерализованной воды 0,36 п.о. Фильтрацию останавливают на 2 суток для завершения процессов коагуляции, после чего фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепада давления около 3,0 п.о. При этом определяют: исходную (k₁) и конечную (k₂) проницаемость моделей пласта по воде; возникающий при фильтрации перепад давления (p); расход фильтрующейся воды на выходе из модели пласта (Q); объем нефти, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой (V_HB) и начальный объем нефти, содержащейся в модели пласта (V_HH), в итоге рассчитывают остаточный фактор сопротивления и коэффициент нефтевытеснения.

Остаточный фактор сопротивления в случае установившейся фильтрации и неизменной вязкости фильтрующейся после воздействия гидроизолирующим составом воды определяют по формуле

,

где k₁ и k₂ - проницаемость пористой среды по воде до и после воздействия соответственно, определяемые по формуле

,

где Q - расход жидкости, м³/с; ΔP - перепад давления, Па; µ - динамическая вязкость воды, Па·с; l - длина модели пласта, забитой пористой средой, м; S - площадь поперечного сечения модели пласта, забитой пористой средой, м².

Коэффициент нефтевытеснения определяют как отношение объема нефти V_HB, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой к начальному объему нефти V_HH, содержащейся в модели пласта

.

Представленные выше формулы приведены в книге (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.124, 152).

Результаты экспериментов (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения в зависимости от концентрации реагентов в технологическом растворе представлены в таблице 1.

Результаты определения остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения в зависимости от концентрации реагентов в закачиваемом гидроизолирующем растворе представлены в таблице 1.

Результаты фильтрационных экспериментов (при температуре 20-22°C) на дальность проникновения в межскважинную зону неоднородного нефтяного пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления по прототипу (состав: латекс - 5,00 мас.%, жидкое стекло - 2,00 мас.%, вода - остальное) и по заявляемому объекту, см. позиция 2 таблицы 1 (состав: латекс - 5,00 мас.%, кремнезоль - 2,00 мас., вода электрохимически активированная - остальное) представлены на Фиг.1 и Фиг.2 соответственно. Под позициями 1-5 понимают номер наполненной песком модели пласта в сочлененной структуре. Чем дальше модель находится от нагнетательной емкости, тем выше ее порядковый номер.

По результатам фильтрационных экспериментов, представленных в таблице 1, видно, что заявляемый объект по сравнению с прототипом увеличивает значение фактора сопротивления и коэффициент нефтевытеснения, что связано с образованием изолирующего экрана на наибольшей дистанции от нагнетательной скважины в межскважинной зоне модели неоднородного нефтяного пласта, и, как следствие, повышением охвата пласта за счет вовлечения в заводнение плохо дренированных участков пласта, см. Фиг 2, позиция 3, 4, 5, т.е. заявляемый объект позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.