СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С КАРБОНАТНЫМИ ПОРОДАМИ
METHOD FOR INCREASED OIL RECOVERY IN BEDS WITH CARBONATE ROCKS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов и увеличения интенсификации добычи нефти.
9
Известен «Способ повышения нефтеотдачи пластов» (патент RU №2266398, МПК Е21В 43/22, опубл. Бюл. №35 от 20.12.2005 года), включающий последовательную закачку в пласт водной эмульсионно-дисперсной системы ВЭДС, самопроизвольно образующейся при дозировании в пресную воду реагента РДН-0, представляющего собой 25%-ный раствор неиногенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа ОП-10 или неонол АФ-12 в растворителе ароматического ряда, например толуоле, затем водного раствора силиката натрия вязкостью 1-10 МПа·с и значение рН, не менее или равном 13,5, при этом для самопроизвольного образования ВЭДС в пресную воду дозируют РДН-0 в количестве 0,5-1,0 мас.%.
Недостатком данного способа являются:
- сложность процесса приготовления и необходимость точного дозирования реагентов непосредственно на скважине, а не соблюдение данного способа значительно снижает эффективность повышения нефтеотдачи пластов, то есть результат напрямую зависит от внимательности и профессионализма обслуживающих бригад;
- применение большого количества дорогостоящих ингредиентов, что приводит к повышению материальных затрат на использование способа;
- не учитываются лунные приливы и отливы, влияющие на динамику изменения уровня водонефтяного раздела, что снижает эффективность «пропитки» пласта химическими реагентами, особенно в пластах с карбонатными породами.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является «Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин» (патент RU №2143552, МПК Е21В 43/22, опубл. Бюл. №36 от 27.12.1999 г.), включающий предварительную обработку гидрофобизирующим составом в виде водного раствора катионоактивного ПАВ в концентрациях 0,05-1%, после чего производится закачка гелеобразующего состава.
Недостатками данного способа являются:
- высокая стоимость гелеобразующих составов, что приводит к высокой стоимости, необходимой для использования способа;
- способ применим только в нагнетательных скважинах;
н
н
- не определены четкие параметры использования ПАВ, что значительно снижает производственную эффективность способа, например: изменение концентрации 0,05 до 0,1 позволяет значительно повысить коэффициент нефтевытеснения (К), а с 0,1 до 0,5 - незначительно повысить этот коэффициент, что приводит только к повышенным затратам ПАВ, а неопределенность объема закачки ПАВ может привести к снижению К;
н
9
- катионоактивные ПАВ в пластах с карбонатными породами в меньшей степени влияют на К, чем водные растворы неонола АФ-12;
- не учитываются лунные приливы и отливы (выдержка 24 часа), влияющие на динамику изменения уровня водонефтяного раздела, что снижает эффективность «пропитки» пласта химическими реагентами, особенно в пластах с карбонатными породами.
Технической задачей является создание дешевого и технологичного способа повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами за счет более эффективного использования ПАВ с учетом лунных приливов и отливов.
Техническая задача решается способом повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами, включающим закачку водного раствора ПАВ с концентрацией не менее 0,05% в пласт скважины с выдержкой на реагирование и последующий пуск в эксплуатацию скважины.
9
Новым является то, что в качестве водного раствора ПАВ применяют водный раствор неонола АФ-12 в концентрации, не превышающей 0,1%, который закачивают в период начала месячного цикла лунного отлива в объеме, определяемом по формуле:
2
V=πmhR, где
3
V - объем закачки, м;
m - коэффициент пористости, д.ед.;
h - толщина пласта, требуемая для обработки, м;
R - условный радиус зоны дренажа скважины,
а выдержку проводят в течение всего периода отлива месячного лунного цикла.
На фиг.1 изображена технологическая схема закачки водного раствора ПАВ в пласт.
На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны с изображением суточных и месячных приливных волн.
Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами предназначен для увеличения охвата пластов заводнением нефтяных месторождений или их участков, представленных коллекторами разной проницаемости, когда вода прорывается к добывающим скважинам по трещинам, оставляя неохваченные воздействием низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны продуктивного пласта.
Механизм действия состава на основе поверхностно-активных веществ связан капиллярной противоточной пропиткой карбонатных пород.
Капиллярная пропитка - один из немногих процессов, который обеспечивает извлечение нефти из нефтенасыщенных целиков, линз, пропластков и других микро- и макроскоплений нефти, обойденных водой разной минерализации.
Наряду с капиллярными силами действуют и лунно-солнечные приливные волны (см. фиг.2). Пропитка пористой среды водными растворами ПАВ вытесняемой нефти производится за счет лунно-солнечных приливных волн.
Движется Луна под воздействием тяготения, в основном, двух небесных тел - Земли и Солнца, при этом солнечное притяжение вдвое больше земного. Луна находится на среднем расстоянии в 384400 км. На фиг.2 представлено расстояние от Земли до Луны в период времени с 1 ноября по 19 декабря 2006 г. В апогее это расстояние увеличивается до 405500 км, а в перигее уменьшается до 363300 км. Полный оборот вокруг земли Луна совершает за 29,5 суток, если за начало отсчета принимать Солнце. За этот период, называемый синодическим месяцем, она проходит все фазы от новолуния к первой четверти, полнолунию, последней четверти и снова возвращается к фазе новолуния.
Амплитуда суточных колебаний высоты столба в скважине составляет 20-50 см, месячных до 300 см.
Из рассмотрения динамики пластового давления выявлено, что во времени уровни воды изменяются волнообразно с определенной амплитудой и скоростью.
При среднем диаметре Земли на рассматриваемой широте 6360 км. Длина окружности составляет 39941 км. Скорость «бегущей волны» составляет 39941 км/720 часов=55 км/ч.
Так как волна обладает энергетической энергией, то должно быть движение пластового флюида.
Если есть движение, то должен быть подъем уровня водонефтяного контакта с восточного направления начала движения Луны и Солнца.
Подъем уровня водонефтяного контакта обозначает увеличение объема воды относительно нефти в соотношении «нефть-вода», а снижение уровня водонефтяного контакта обозначает уменьшение объема воды в соотношении «нефть-вода».
9
выт
Капиллярная пропитка карбонатных пород высокоминерализованными водами характеризуется низкой эффективностью с точки зрения нефтеизвлечения. Добавка в такую воду ПАВ типа АФ-12 в количестве всего лишь 0,005 вес.% позволяет увеличить конечный коэффициент нефтевытеснения с 13,2 до 51,2%, то есть на 38,0%. Статистическая обработка полученных данных позволяет утверждать, что увеличение ПАВ в минерализованной воде до 0,05-0,1%-ного содержания приводит к еще большему нефтевытеснению - конечный К достигает величин, равных 77,8-80,0%. Важнейшими технологическими свойствами ПАВ, обуславливающими его применимость, для повышения нефтеотдачи пластов являются:
- авторегулируемая концентрация рабочих растворов в пластовых условиях в зависимости от проницаемости и высокая проникающая способность;
- использование суточных и месячных приливных волн позволяет рассредоточить ПАВ в околоскважинной зоне;
- высокая солестойкость;
- отсутствие коррозионной активности.
Пример конкретного выполнения.
9
Перед закачкой водного раствора ПАВ с концентрацией не менее 0,05% в пласт 1 (см. фиг.1) скважины 2 производят расчет объема и концентрацию компонентов раствора, причем в качестве водного раствора ПАВ применяется водный раствор неонола АФ-12 в концентрации, не превышающей 0,1%.
Объем и концентрация компонентов раствора определяется расчетным путем, исходя из конкретных геолого-физических условий обрабатываемой скважины: пористости, толщины пласта 1 и степени выработанности запасов участка.
Расчет необходимого объема закачки осуществляется исходя из следующих зависимостей, определяющих параметры пласта и скважины
2
V=πmhR, где
3
V - объем закачки, м;
m - коэффициент пористости, д.ед.;
h - толщина пласта, требуемая для обработки, м;
R - условный радиус зоны дренажа скважины, м.
Концентрация реагентов в рабочем растворе: водный раствор примем 0,05%;
Рекомендуемые объемы водного раствора ПАВ даны в таблице.
Таблица
Объемы водного раствора ПАВ
R, m
Объем состава в пласте, тыс.м<sup>3</sup>
при h=1 м
при h=2 м
при h=3 м
при h=4 м
100
1,9
3,8
5,7
7,6
200
7
14
21
28
3
При условном радиусе зоны дренажа 100 метров и нефтенасыщенной толщине 1 метр потребное количество составит 0,95 м на метр толщины чистого продукта.
9
Останавливают скважину и производят закачку водного раствора ПАВ, в качестве которого используется водный раствор неонола АФ-12 в концентрации, не превышающей 0,1%, по технологической колонне труб 3 скважины 2 в пласт 1 в период начала месячного цикла лунного отлива в расчетном объеме, определяемом по вышеприведенной формуле, при этом глубинный насос 4 отключен.
9
9
После окончания закачки расчетного объема водного раствора неонола АФ-12 проводят выдержку на реагирование в течение всего периода отлива месячного лунного цикла (см фиг.2), при этом благодаря месячному циклу лунного отлива снижается уровень пластовой воды в скважине 2 (см. фиг.1), вследствие чего водный раствор неонола АФ-12 замещает пластовую воду, которая по трещинам 5 опускается вниз пласта 1, при этом происходит увеличение охвата водным раствором неонола
9
9
АФ-12 толщи пласта 1, а также происходит капиллярная пропитка карбонатных пород пласта 1 водным раствором неонола АФ-12, что способствует лучшему нефтеизвлечению при дальнейшей работе скважины 2.
После чего запускают скважину в эксплуатацию (включают глубинный насос 4), и ее дальнейшая работа осуществляется в соответствии с технологическим режимом.
Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи пластов с карбонатными породами дешев в применении и весьма технологичен, поскольку позволяет повысить нефтеотдачу пластов с карбонатными породами за счет более эффективного использования ПАВ с учетом лунных приливов и отливов.