Спосіб видобутку важковилучуваних запасів нафти

Спосіб стосується нафтовидобувної промисловості, зокрема технології вилучення нафти з неоднорідних колекторів. Відомий спосіб вилучення з пласта нафти, яка містить підвищену кількість органічних кислот, шляхом закачки в пласт розчину лугу, так зване лужне заводнення [1] (Л.М.Крылов и др. Результаты закачки раствора щелочи в пласт на Тре хозерном месторождении. М., Нефтяное хозяйство, №12,1978, с, 7-9). Відомий також спосіб вилучення нафти з нафтового покладу шляхом утворення в продуктивному пласті облямівки, яка містить водний розчин поверхнево-активної речовини, просувається по пласту водою і витісняє нафту [2]. (Г.А.Бабалян и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М., Недра, 1980, С 17-25). Способи вилучення нафти [1,2] не дають досягти високих значень кінцевого коефіцієнту нафтовіддачі в неоднорідних колекторах внаслідок наступних причин. Як відомо, коефіцієнт нафтовіддачі є добутком двох коефіцієнтів - коефіцієнту охоплення нафтового покладу процесом дренування (Ко) і коефіцієнту витіснення нафти водою або іншим агентом (Кв). Способи [1,2] дозволяють збільшити лише коефіцієнт витіснення, причому їх недоліком є також низький ступінь відмиву залишкової нафти від породи. Найближчим до запропонованого технічного рішенням спосіб вилучення нафти з нафтового покладу за патентом України №1527, Е 21 В 43/20 (прототип) [3]. Цей спосіб передбачає вилучення нафти з нафтового покладу шляхом утворення в продуктивному пласті облямівки, що витісняє нафту, просуваючись по пласту водою. Облямівку утворюють послідовною закачкою в пласт прісної води, водяного розчину, що містить 0,1-0,2 ваг.% оксиетилірованих алкілфенолів - ОП-10 та 0,10,5 ваг.% гідроокису натрію, прісної води і води Із вмістом 0,15-0,2 ваг.% іонів магнію, причому співвідношення об'ємів рідин відповідно складає - 1:2:1:2. Вказану облямівку утворюють в об'ємі 10-20% від об'єму порового простору нафтового покладу. При здійсненні способу вилучення нафти за прототипом [3] підвищення коефіцієнта витиснення в порівнянні з аналогами [1,2] відбувається за рахунок ліпших нафтовідмиваючих властивостей емульсії типу "нафта у воді", що утворюється в пласті. При впровадженні прототипу у високонеоднорідних колекторах, де фільтраційні властивості по площі і розрізу можуть відрізнятися майже на порядок, а тим більше, у трі щиннокавернозних колекторах, відбувається випереджувальне просування облямівки хімреагентів по найбільш пронижних зонах пласта, майже не впливаючи на важковилучувані запаси нафти у низькопроникних зонах. Задачею винаходу є створення способу видобутку важковилучуваних запасів нафти, що шля хом регулювання рухомості облямівки хімреагентів і проведення одночасно з її закачкою емульсійно-кислотної обробки видобувних свердловин дозволяє ! збільшити кінцевий коефіцієнт вилучення нафти і прискорити процес видобутку. Вирішення цієї задачі досягається тим, що спосіб видобутку важковилучуваних запасів нафти шля хом створення у продуктивному пласті облямівки хімреагентів, що просуваються по пласту водою, передбачає перед закачкою облямівки в нагнітальні свердловини здійснення регулювання її р ухомості шляхом послідовної закачки прісної води, лужного розчину з вмістом лугу 0,6 ваг.%, прісної води і пластової води з вмістом солей магнію 2 мг/л причому співвідношення закачуваних рідин дорівнює відповідно 1:2:1:2, а одночасно з закачкою в нагнітальні свердловини облямівки хімреагентів здійснення емульсійно-кислотної обробки видобувних свердловин шляхом закачки емульсії, що містить 49 ваг.% нафти, 49 ваг.% пластової води та 2 ваг.% емульгатора ЕС-2 і розчину кислоти. Закачку лугу в нагнітальні свердловини здійснюють в об'ємі 50% від об'єму частини продуктивного пласта, що Інтенсивно дренується. В табл.1 наведений порівняльний поопераційний аналіз прототипу і нового технічного рішення. Були проведені експериментальні дослідження на різних моделях тріщинно-порово-кавернозного пласта для визначення оптимальних концентрацій закачуваних реагентів. Модель являє собою з'єднані паралельно два Ізольовані елементи пласта 3 загальними вхідною і вихідною камерами. Проникності складових елементів різняться приблизно в 10-12 разів, що дозволяє моделювати процес витіснення з високонеод-норідного колектора. Дослід 1. Для регулювання рухомості облямівки проведена закачка в модель рідин в такій послідовності: прісна вода - 0,1 л; розчин NaOH, вміст лугу 0,4% - 0,2 л; прісна вода - 0,1 л; пластова вода, вміст солей магнію 2 мг/л - 0,2 л Для створення облямівки хімреагентів проведена закачка в модель рідин у такій послідовності: прісна вода - 0,05 л водяний розчин 0,1 ваг.% ОП-10 - 0,1 л 0,15 ваг.% NaOH прісна вода - 0,05 л пластова вода, вміст іонів магнію 0,2 мг/л - 0,1 л. (Це є оптимальний вміст складових частин за прототипом). Дослід 2. Для регулювання рухомості облямівки проведена закачка: прісна вода - 0,2 л розчин NaOH, вміст лугу 0,6 ваг.% - 0,4 л прісна вода - 0,2 л пластова вода, вміст солей магнію 2 мг/л - 0,4 л Для створення облямівки хімреагентів проведена закачка, як в досліді №1. Дослід 3. Для регулювання рухомості облямівки проведена закачка: прісна вода - 0,3 л розчин NaOH, вміст лугу 0,8% - 0,6 л прісна вода - 0,3 л пластова вода, вміст солей магнію 2 мг/л - 0,6 л Для створення облямівки хімреагентів проведена закачка як в досліді №1. Дослід 4. Для створення облямівки хімреагентів проведена закачка, як в досліді №1 (за прототипом). Результати досліджень наведені в табл.2. Дослідження показали, що: 1. Приріст коефіцієнта охоплення при застосуванні регулювання рухомості облямівки складає 6%. 2. Оптимальний вміст лугу в розчині - 0,6 ваг.%. 3. Оптимальний об'єм закачки лужного розчину складає 50% від інтенсивно дренованого об'єму моделі. 4. Співвідношення закачуваних рідин базується на досвіді геолого-технічних заходів в свердловинах. При закачці рідин, що повинні діяти безпосередньо в пласті, для запобігання передчасної реакції в стовбурі свердловини використовують прісну воду, причому оптимальне співвідношення прісної води і активної рідини складає 1:1. 5. Вміст іонів магнію в пластовій воді 2 мг/л при проведенні дослідів приймався постійним. Цьому вмісту достатньо для проходження хімічної реакції з утворенням гелю гідроокису магнію. Збільшення вмісту Іонів магнію не впливає суттєво на процес утворення гелю. На мал.1 надана динаміка коефіцієнта охоплення при впровадженні способу-прототипу /І/ і пропонуємого способу /II/. Авторами було проведено промислове випробування на ділянці покладу гор. П - 1+2 Леляківського нафтового родовища (далі об'єкт). Об'єкт включає дві нагнітальні і сім видобувних свердловин. Поточна нафтовіддача об'єкту, що вважався повністю виробленим на початок впровадження способу, складала 57%, коефіцієнт охоплення об'єкту дренуванням - 0,96. Об'єкт відзначається високою зональною неоднорідністю. За даними дослідження покладу трасуючим Індикатором визначено об'єм частини продуктивного пласта, що інтенсивно дренується. Здійсненно послідовну закачку в і нагнітальні свердловини 1000 м 3 прісної води, 2000 м 3 лужного розчину з вмістом NaOH 0,6 ваг.% в об'ємі 50% від об'єму частини пласта, що Інтенсивно дренується, 1000 м 3 прісної води і 2000 м 3 пластової води з вмістом солей магнію 2 мг/л. В пласті відбувається хімічна взаємодія лужного агенту і солей магнія 2NaOH + MgCl2 ® Мg(ОН)г + 2NaCI. В результаті утворюється гель гідроокису магнію, який знижує рухомість витісняючого агента у високопроникних об'ємах. При закачці в пласт розрахованих об'ємів розчину лугу і пластової води відбувається плавне зниження проникності Інтенсивно дренованих об'ємів колектора. З підвищенням фільтраційного опору у них частина витісняючого агента фільтрується у нові, раніше слабодреновані або взагалі не охоплені процесом нафтонасичені об'єми колектора. Після проведення описаного процесу створено облямівку хімреагентів. Проведена закачка в нагнітальні свердловини послідовно за 1 цикл 2000 м 3 прісної води, 4000 м 3 водяного розчину, що містить 0,2 ваг.% ОП10, 0,1 ваг.% NaOH, 2000 м 3 прісної води 14000 м 3 води з вмістом Іонів магнію 2 мг/л. Облямівка створена в об'ємі 15% від об'єму порового простору. Кількість циклів 20. Одночасно Із створенням в нагнітальних свердловинах облямівки хімреагентів у видобувних свердловинах здійснено емульсійно-кислотну обробку. Проведена закачка у видобувні свердловини 10 м 3 емульсії, що містить 49 ваг.% нафти, 49 ваг.% пластової води, 2 ваг.% емульгатора і 12 м розчину сірчаної кислоти. В результаті впровадження запропонованого способу приріст нафтовіддачі склав 2,2%, приріст коефіцієнта охоплення впливом - 3,7%. Технологічний ефект становить 26,4 тис. т додатково видобутої нафти. Таким чином, підвищення кінцевого коефіцієнта вилучення нафти шляхом збільшення коефіцієнта охоплення досягається за рахунок регулювання рухомості облямівки хімреагентів лужним впливом у нагнітальних свердловинах і Інтенсифікації припливу нафти з низькопроникних прошарків у видобувні свердловини за рахунок емульсійно-кислотних обробок. Тобто, в результаті впровадження нового способу у неоднорідному колекторі досягаються умови, при яких неоднорідність зменшується майже по всьому об'єму продуктивного пласта. Крім того, такі умови видобутку нафти значно скорочують термін розробки покладу.