СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
ENHANCED OIL RECOVERY METHOD OF BED

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов за счет применения комплексных технологий физико-химического воздействия на залежь.
В нефтедобыче широко применяют большое количество химических реагентов (поверхностно-активные вещества (ПАВ), щелочи, кислоты и др.), основное действие которых направлено на увеличение коэффициента вытеснения нефти.
Использование полимеров, полимер-дисперсных систем, коллоидно-дисперсионных систем и др. позволяет добиться увеличения коэффициента охвата пласта заводнением путем повышения фильтрационных сопротивлений в обводненных зонах нефтенасыщенного коллектора.
Комплексные технологии физико-химического воздействия на залежь являются наиболее эффективными, так как способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения нефти и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, путем совместной закачки обеих групп химических реагентов.
Известен, например, способ разработки нефтяного пласта (RU №2070282, опубл. 10.12.1996 г.), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время и последующую закачку в пласт раствора полимера с переходом на обычное заводнение.
Недостатками способа являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадков при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. В результате известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.
Известен также способ регулирования разработки неоднородного пласта (RU №2279540, опубл. 10.07.2006 г.), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид со сшивателем-ацетатом хрома и водного раствора, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и хлористый кальций, осуществляют продавку в пласт водным раствором НПАВ с хлористым кальцием с последующей выдержкой в течение 6-12 часов и закачку вытесняющего агента - воды,
Недостатком является низкая успешность реализации способа обусловленная тем, что зачастую происходит преждевременная полимеризация (сшивание) полиакриламида в призабойных зонах и зонах гидродинамического влияния добывающих или нагнетательных скважин. При этом поставленная задача по вытеснению остаточной нефти не выполняется, гидродинамическое качество нагнетательных и добывающих скважин необратимо ухудшается.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти (RU №2485301, опубл. 20.06.2013 г.), включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в пласт нефтевытесняющего микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, мас. %: полиакриламид 0,03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ 0,05-0,3, вода остальное, а перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, мас. %: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода остальное, для блокировки высокопроницаемых промытых зон пласта.
Недостатком данного способа является то, что при закачке гелеобразующего полимерного состава в высокопроницаемые зоны пласта, происходит частичная закупорка полимерными молекулами пористой среды низкопроницаемых пропластков и снижение проникающей способности закачиваемого следом микрогелиевого состава, в результате чего снижается эффективность способа, особенно в залежах со слабопроницаемыми и глинизированными коллекторами.
Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтеизвлечения и направленного воздействия сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе повышения нефтеотдачи пласта, включающем проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный по проницаемости пласт нефтевытесняющего полимерного состава, с предварительной закачкой водоизолирующего состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома, опережающей оторочкой осуществляют закачку 0,5-0,8 масс. % водного раствора поверхностно-активного комплексного состава - ПКС, что составляет 0,04-0,07 масс. % по катионному поверхностно-активному веществу (в пересчете на активное вещество), а в качестве нефтевытесняющего состава используют водный раствор полиакриламида с добавкой 1-3 масс. % ПКС, который представляет собой смесь неионогенного и катионного поверхностно-активных веществ в водном растворе полигликоля.
Поверхностно-активный комплексный состав - ПКС представляет собой синергетическую смесь поверхностно-активных веществ (неионогенного и катионного) и низкомолекулярного полигликоля в водном растворителе, и предназначен для использования в качестве высокоэффективной поверхностно-активной добавки в различные составы для технологий повышения нефтеотдачи пласта в нефтедобывающей отрасли, выпускается по ТУ 20.59.42-001-33521234-2018.
Эффективность реагента ПКС определяется способностью значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз «вода-нефть», инвертировать смачиваемость породы, подавлять набухание глин, растворять асфальто-смолистые и парафинистые компоненты нефти.
В качестве полимеров для приготовления водоизолирующего и нефтевытесняющего составов по заявляемому способу могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды (ПАА) отечественного или зарубежного производства со средней и высокой молекулярной массой (10-25 млн. ед.) и степенью гидролиза до 40%.
Для приготовления водоизолирующего состава, исходя из промысловой практики, используют 0,2-0,8 мас. % водные растворы полимера с добавкой сшивателя - ацетата хрома в количестве 10 мас. % от массы сухого полимера. Время гелеобразования состава должно превышать время, необходимое для его закачки в зону изоляции. Концентрация и время гелеобразования уточняются исходя из лабораторных исследований для каждого конкретного объекта воздействия.
Ацетат хрома (АХ), выпускается по ТУ 6-02-0009912-70-00 в виде 50% водного раствора.
Концентрация полимера в нефтевытесняющем водном растворе составляет 0,01-0,2 мас. %, (диапазон концентраций, наиболее часто используемый в технологиях увеличения охвата пласта заводнением), концентрация ПКС - 1,0-3,0 мас. %.
3
Оптимальные добавки ПКС в растворе полимера определены экспериментально по нефтеотмывающей способности, которую оценивали гравиметрическим методом по количеству удаленной нефти с металлических пластин, предварительно выдержанных в течение 1 минуты в нефти плотностью 873 кг/м и вязкостью 29,9 мПа⋅с.Удаление осуществляли при 20°С в течение 30 мин в водных растворах ПКС различной концентрации с периодическим встряхиванием. Результаты представлены в таблице 1.
Из таблицы видно, что увеличение концентрации ПКС свыше 3,0 мас. % (оп. 7 из таблицы 1) приводит к снижению отмыва нефти, что, возможно, связано с экранированием поверхности покрытой плотными адсорбционными слоями ПАВ и затруднением диффузионного доступа других молекул.
Уменьшение концентрации ПКС ниже 1,0 мас. %, приводит к снижению отмывающей способности (оп. 1 из таблицы 1). Сравнительный анализ с прототипом (оп. 8 из таблицы 1), показывает гораздо более высокую отмывающую способность растворов ПКС.
Сущность предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта заключается в следующем.
Закачка водного раствора ПКС и гелеобразующего полимерного состава, по сути, предназначены для обработки призабойной зоны пласта, а последующая закачка полимерного раствора с растворенным в нем реагентом ПКС выполняет роль рабочего нефтевытесняющего агента.
В призабойную зону пласта предварительно закачивают водный раствор ПКС. При этом большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, способствуя увеличению добычи нефти.
Меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропласток, покрывая его монослоем из молекул катионного поверхностно-активного вещества (КПАВ), содержащегося в составе ПКС, причем заряженная часть молекул ориентируется на поверхность коллектора, а гидрофобная часть простирается в поровое пространство.
Благодаря селективной ориентации полярных молекул КПАВ происходит гидрофобизация порового пространства низкопроницаемого пропластка, что препятствует интенсивному координационному взаимодействию закачиваемых следом реагентов гелеобразующего состава с поверхностью породы.
Закачиваемый гелеобразующий полимерный раствор, не вступая во взаимодействие с гидрофобизованной поверхностью породы низкопроницаемых пропластков, продавливается водой в наиболее промытые зоны пласта, где формируется и закрепляется гель, образуя надежный водоизолирующий экран.
При использовании данного способа обработки призабойной зоны, следует учитывать оптимальное значение концентрации КПАВ в закачиваемом растворе ПКС. Для достижения необходимого эффекта на поверхности низкопроницаемого пропластка должен образоваться монослой адсорбированных молекул КПАВ. В случае превышения оптимального значения, возможно образование нескольких слоев, молекулы в которых будут ориентироваться к уже имеющемуся гидрофобному слою, что приведет к повторной инверсии смачивания и переводу поверхности в гидрофильное состояние.
На основании проведенных лабораторных экспериментов по изменению смачиваемости плотно спрессованных образцов модельной породы пласта, пропитанных водными растворами ПКС, определена его оптимальная концентрация в закачиваемом водном растворе опережающей оторочки, равная 0,5-0,8 мас. %, что составляет 0,04-0,07 мас. % по катионному поверхностно-активному веществу. Определение инвертируемости смачиваемости породы проводили методом «сидячей капли» по изменению краевого угла смачивания тестируемой жидкостью (водным раствором полимера). Результаты представлены в таблице 2.
После закачки гелеобразующего состава, и продавливания его в зону изоляции, нагнетательную скважину останавливают на технологическую выдержку на время, необходимое для образования и упрочнения полимерного геля. Как правило, время выдержки составляет 10-24 часа и конкретизируется предварительными лабораторными испытаниями, в условиях аналогичных пластовым.
Во время технологического отстоя скважины, в низкопроницаемых пропластках протекает процесс десорбции пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, что способствует увеличению коэффициента нефтевытеснения при дальнейшей закачке полимерного раствора.
После технологической выдержки, скважину включают в работу и осуществляют закачку рабочего агента - водного раствора полиакриламида с добавкой реагента ПКС. Объем закачки составляет 0,3-0,6 объема пор пласта, и зависит от гидродинамических условий скважины.
Закачиваемый водный раствор, загущенный полимером с добавкой ПКС, содержащем эффективные неионогенный и катионный ПАВы и низкомолекулярный полигликоль, способствует эффективному выравниванию профиля приемистости, за счет нивелирования вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, увеличению нефтеотмывающей способности, за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела сред и изменения смачиваемости породы, увеличению подвижности вытесняемой нефти, за счет растворения асфальтеновых и парафинистых компонентов, высокой проникающей способности раствора, за счет подавления набухания глинистых частиц породы.
В конечном итоге, предлагаемый способ обеспечивает направленное распределение закачиваемых составов в неоднородные по проницаемости зоны пласта, повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, за счет увеличения охвата пласта полимерным заводнением, вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых, нефтенасыщенных участков пласта, увеличение коэффициента нефтевытеснения, и, как следствие, повышение коэффициента нефтеотдачи.
Таким образом решается поставленная задача - повышение нефтеотдачи пласта с одновременным увеличением охвата пласта полимерным заводнением, повышением коэффициента нефтевытеснения и направленным воздействием сшитыми полимерными системами на высокопроницаемые пропластки нефтяной залежи.
Для подтверждения эффективности использования предлагаемого способа, в лаборатории были проведены фильтрационные эксперименты, в соответствии с ОСТ 39-195-86.
2
2
Испытания проводили на двухслойной модели пласта с возможностью проведения экспериментов как с общим входом и раздельными выходами, так и с раздельными входами и выходами. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок с добавкой 5% бентонитовой глины. Длина модели составляла 200 мм, диаметр 26 мм. Одна с проницаемостью 1,0±0,2 мкм, имитировала низкопроницаемый участок пласта, другая с проницаемостью 10,0±0,2 мкм, имитировала высокопроницаемый участок пласта. В каждом опыте участки пласта вакуумировали и насыщали нефтью вязкостью 12,0 мПа⋅с до 100% нефтенасыщенности.
После этого проводили одновременное вытеснение нефти водой из обоих участков до достижения полной обводненности вытесняемой жидкости, получаемой из высокопроницаемого участка пласта (имитация процесса заводнения). Определяли остаточную нефтенасыщенность и проницаемость кернов.
По мере достижения равновесия в двухмерную модель пласта закачивали водный раствор ПКС в количестве 0,1 объема пор и 0,1 объема пор гелеобразующего состава. Для осуществления процесса гелеобразования систему выдерживали в покое в течение 24 часов. Затем через двухмерную модель пласта закачивали 0,3 поровых объема нефтевытесняющего состава и воду до полного обводнения вытесняемой жидкости, оценивая при этом общее количество вытесненной нефти и отдельно из высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков.
В таблице 3 приведены рецептуры и порядок закачиваемых составов.
Для подтверждения эффективности полимерного нефтевытесняющего состава с добавкой ПКС, был проведен фильтрационный эксперимент по описанной схеме с использованием в качестве нефтевытесняющего агента полимерного раствора без добавки ПКС (оп. 4 в таблице 3)
В лабораторных экспериментах использовали полиакриламид марки FP-307, производства ООО «СНФ Балтреагент», с молекулярной массой 11 млн.ед. и степенью гидролиза 10%.
По аналогии проведены эксперименты по прототипу (RU №2485301) с использованием той же марки полиакриламида, с приготовлением составов по рецептурам, указанным в патенте, без предварительной закачки водного раствора ПКС (оп. 5 в таблице 3).
н
в
с
Нефтевытесняющую способность (коэффициент прироста нефтеотдачи) определяли относительно коэффициента остаточной нефтенасыщенности после заводнения модели (% от остаточной нефти), по формуле: К=(КОН-КОН), где:
н
К - коэффициент прироста нефтеотдачи;
с
КОН - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки составов;
в
КОН - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, после закачки воды;
Для определения степени изоляции высокопроницаемого пропластка, в заверщении каждого эксперимента, осуществляли закачку воды отдельным входом только в этот участок. По изменению проницаемости в сравнении с первоначальной, рассчитывали коэффициент изоляции:
изол.
1
2
1
К=(К-К)/К⋅100, %; где:
1
2
К - первоначальная проницаемость по воде, мкм;
2
2
К - проницаемость по воде после формирования геля, мкм.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 4.
Как видно из данных, приведенных в табл. 4, применение заявляемого способа приводит к достижению более высокого эффекта по сравнению с прототипом, а также при закачке водного раствора полиакриламида без добавки ПКС.
Заявляемый способ при использовании позволяет достичь:
- увеличения коэффициента изоляции высокопроницаемых пропластков;
- повышения прироста коэффициента нефтеотдачи.
Предлагаемый способ технологичен, применим при использовании стандартного технологического оборудования для проведения работ по увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.