Способ вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости карбонатных пластов

 

Изобретение относится к нефтедобыва ющей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости пластов. Цель - повышение эффективности вытеснения нефти. Для этого в продуктивный пласт закачивают водный раствор хлористого кальция и кальцинированной соды, закачивают воду в пласт Растворы закачивают порциями циклически с концентрацией (мас.%) 20-21 и 19-20 соответственно. Соотношение обьемов 1.1 Объем порции каждого из раствора в цикле равен 7 - 10% от закачиваемого общего объема раствора. Общий объем каждого закачиваемого раствора находят из математического выражения.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧ ЕСКИХ

РЕСПУБЛИК ь SU 1747680 A1 (sijs Е 21 В 43/22, 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЛМ

ПРИ ГКНТ СССР . кт

iP 1 гк

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ф=™ -г с„Я г . г:. - ;.-: . о.

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

2 (54) СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ

НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

KAPIS0HATHbiX ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтедобыва- образовавшегося гипса расходуется на за- . Б ющей промышленности, в частности к спо- " купорку дополнительно образовавшихся собам извлечения нефти иэ неоднородных пор. Кроме того, при реакции серной кислопо проницаемости трещинно-поровых кар- ты с хлористым кальцием образуется соля- („.. бонатных пластов. ная кислота

Известен способ разработки нефтяной . CaClz+ HzS04+ 2H20.= CaS04 2Н20+ залежи, включающий эакачкучерез нагнета- +2НCI. тельйую скважину оторочки 15%-ной соля- Известно, что в присутствии соляной кислоной кислоты, инертной жидкости и 90%-ной ты растворимость гипса повышается, что серной кислоты, Оторочка продвигается по приводит к yMeHi øåíèþ массы обраэовав1 пласту водой, соляная кислота реагирует с шегося осадка. карбонатными составляющими пласта с об- H èáoëåå близким к предлагаемому яв- . раэованием хлористого кальция. Затем сер- ляется способ заводнения нефтяных пла- С" ная кислота реагирует с хлористым став, включающий закачку в скважину СО кальцием, при этом образуется гипс, кото- последовательно водных растворов хлорирый локализуется в трещинах.. стого кальция (Ca Cb) и кальцинированной

Осноанмм недостатком этого способа: оды(йатСОэ).. (ак является низкая эффективность, обуслов - Недостатком известного способа являленная разрушением карбонатйого состав-: е-.ся низкий прирост коэффициента выляющего коллектора при взаимодействии с теснения нефти (2,1 $ ) из-за плохой соляной кислотой. Вследствие этого часть смешиваемости последовательно эакачан(21) 4781636/03 (22) 15.01.90 (46) 15.07.92. Бюл. %26 (71) Татарский государственный научно- исследовательский и проектный институт неф-. тяной промышленности (72) P,Н.Дияшев, Ф.M.Ñàòòàðîâà, В,И.Зайцев и А.M.Càëèõoâ (53) 622.276 (088.8) (56) Патент США

М 2272672, кл. 166-21, 1942 r. (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти .из неоднородных по проницаемости пластов. Цель — повышение эффективности вытеснения нефти. Для этого в продуктивный пласт закачивают водный раствор хлористого кальция и кальцинированной соды, закачивают воду в пласт.

Растворы эакачивают порциями циклически с концентрацией (мас.%) 20 — 21 и 19 — 20 соответственно. Соотношение обьемов 1:1.

Обьем порции каждого из раствора в цикле равен 7 — 10% от закачиваемого общего обьема раствора. Общий объем каждого закачикваемого раствора находят из математического вырАжения.

1747680 ных осэдкообразующих растворов. Установлено, что при последовательной закачке образуется закупоривающего материала всего 20 от максимально возможного, . Кроме того, в известном способе не указаны

:ни оптимальные концентрации, ни оптимальные объемы.

Цель изобретения — повышение эффективности способа йутем закачки водных

:.:::рэСтворов хлористого кальция и кальцини: . рованной соды порциями циклически с концентрациями (мас.%) соответственно 20—

21 и 19 — 20 в соотношении 1:1 каждого раствора при объеме цикла 7 — 10 % от закачйваембго объема раствора, причем общий обьем каждого закачиваемого раствора (V) определяется по формуле г где к =3,14;

h — эффективная нефтенасыщенная толщина плас.га, м;

Kp — йориСтость, доли ед.;

Кн.>.о. — коэффициент начального нефтенасыщенного объема, доли e.; и — радиус проникновения раствора, м.

Экспериментальноустановлено, что радиус проникновения раствора можно вы-: чйслить по формуле

R == 0,0205 L, (2) где L — расстояние от нагнетательной скважины до добывающей. Коэффициент

0,0205 определяют следующим образом. В модель длиной 1 м порциями циклически закачивают по 30 мл 20 %-ного раствора хлористого кальция и 19 % -ного раствора кальцинированной соды,В модели при этом осаждается 5,7 г карбоната кальция с плотностью 2,65 г/см, Объем осадка составляет з

2,15 см . Обьем пор, занятых водой, составляет 105 смз. На единицу длины модели приходится — = 1,05 см обьемэ, пор, По

105 3

100 длине модели осадок объемом 2,15 см рас215 пределится на расстоянии — = 2,05 см.

1,05 . что в отношейии к общей длине модели составит 0,0205.

Прй снижении концентрации солей ниже нижнего предела (СаСЬ) 20% и МагСОз

19 %) снижается обьем образующегося осадка и соответственно эакупоривающий эффект, а верхний предел (СаС1г 21 % и йагСОз 20 %) ограничен предельной растворимостью в воде кальцинированной соды.

При осуществлении предлагаемого способа в трещинах трещинно-порового коллектора (в радиусе 0,0205 L) образуется в достаточном обьеме практически нерастворимый в вода осадок — карбонат кальция; который надежно закупоривает высокопроницаемые зоны пласта, вследствие чего по5 вышается эффективность вытеснения нефти из низкопроницамых пропластков.

Количество эакупоривающего материала, образуемого при применении предлагаемого способа, в 4,4 раза больше, чем при

10 применении известного способа, Прйрост коэффициента вытеснения при применении предлагаемого способа 7,2 % выше, чем при . примененйй известного.

Известно применение хлористого каль- .

15 ция для изоляций низкойроницаемото -пласта путем закачки в него высококонцентрированиого йагретого до .температуры 50-80 С аодного раствора, ко.торый перед закачкой в пласт выдерживают

20 до начала естеСтвенной кристаллизации. 3а счет охлаждения нагретого насыщенного раствора хлористого кальция до температуры проницаемото горизонта происходит кристаллизация сали и закупорка пор пла25 ста .

Недостатком применения раствора хло- . рйстого кальция в качетве закупоривающе- : го "материала является его- высокая растворимость в воде. При непрерывном

30 поступлении эакачйваемой воды в пласт, что всегда имеет место при разработке неф- . тяной залежи, эффект значительно снижается.:

Известно применение кэльцинирован35 ной соды (углекислого натрия) для.обработ-, ки пласта в сочетании с закачкой ПАВ. В этом случае кал ьцинированная сода улучшает нефтевымывающие свойства IlAB. В предлагаемом способе кальцийированнэя

40 сода зэкачивается в сочетании с хлористым кальцием для образования закупоривающего нерастворимого осадка в зоне высокой: проницаемости с целью улучшения условия: вытесненйя иэ низкопроницаемых зон. т;е.

45 выполняег другую функцию.

Способ осуществляется следующим об-. разом, В пласт через насосно-компрессорныетрубы,,опущенный до фильтра колонны и.. -. затрубное пространство, циклически.пор50 циями в соотношении 1:1 обьемом по 7 — 10

% от общего объема каждого раствора закачивают по однои линии раствор, содержащий, мас.%: хлористый кальций 20 — 21, воду 79 — GO; по другой — раствор, содержа55 щий, мас.%: кальцинировэнную соду 19—

20, воду 80 — 81. При закачке порциями циклически улучшаются условия для образования осадка и осаждается в пласт более 80% от максимально возможного.

1747680

Общий объем закачиваемста раствора вычисляется по формуле (1). Таким образом, суммарный объем осадкообраэующих растворов определяется объемом пор, занятых водой,. при этом объем образованного осадка соотв -..;тствует объему треп,ин.

Растворы хлористого кальция и кальцинированной соды закачиваются в соотйошении 1:1. После закачки растворов переходят на обычную для поддержания пластового давления закачку воды.

Эффективность способа определена в лабораторных условиях. Лабораторные испытания предлагаемото и известного способов проводили на линейной модели длиной 1 м, площадью поперечного сечения 6,6 10 м, заполненный измельченным карбонатным. керном, состоящим на

985-98,9 из карбоната кальция. Объем пор модели 200 106 м . I начальный нефтенасыщенный объем 95 10. мз.

Пример 1. Через модель со скоростью

1 м/сут при давлении 0,36 МПа пропустили

10 поровых обьемов пластовбй воды r. плотностью 1,1397 г/смз. При этом выделйлось из модели 51;6 10 м нефти. Проводимость по" воде составила 114 10 м /мПа с.. Коэффициент вытеснения нефти (Квыт.н) рассчитывали по формуле Чн

Квыт.н Ч ° ., . ; . (3) н.н гдеЧн — объем вытесненной из модели нефти. м;

Чн.н. — пезовоначальный нефтенасыщенный объем, м .

Коэффициент вытеснения нефти пластовой водой составил

Квыт.н 0,543.

51,6 10

95 10

Затем, чередуя порциями по 2 мл, было закачано по 30 мл растворов: 20 хлористогс кальция и 19 кальцинированной соды. В результате реакции солей в модели осадилось 5,7 r или 2 см карбоната кальция, что составило 1 % парового обьема. При этом проводимость понизилась с 114.10 до

1,8 10 м2/мПа с. Количество дополнительно вйтесненной нефти составило

8,65 10 6 мз. Прирост коэффициента вытеснения (Квыт.н) вычислили по формуле К . Чд.н 100 . . " (4) н,н где Чд.н. — объем вытесненной нефти, Прирост коэффициента вытеснения со. .ставил

ЬКвыт.н 100 = 9,1 $

865 10

95 .10

Для восстановления проводимости до исходного после каждого опыта через модель прокачали 30 -ный раствор аммиачной селитры.

Пример 2. Испытания проводили так

5 же, как в примере 1, только применили раствор хлорйстого кальция.20,5 %, а раствор кальцинированной соды 19 5 . Проводимость понизилась с 113 1 6 до 1,7 10 м /МПа с . Количество дополнительно вы2

10 тесненной нефти составило 8;75 106 м .

Прирост коэффициента вытеснения 9,2 .

Пример 3. Испйтание проводили так же, как в примере 1 и 2. При этом концентрация раствора хлористого кальция со15 ставила 21, а кальцинированной соды — 20 . Проводимость понизилась с

113,5 10 до 1,6 10 м /МПа.с. Количество дополнительно вы- гесненной нефти соста- вило 8,95 10 м . Прирост коэффициента

20 вытеснения 9,3 .

Пример 4. Испытание известного .сг1особа проводилй на той же модели. Модель повторно насыщали дегазированной нефтью с плотностью 0,91 г/см . Затем че25 рез модель пропустили 10 обьемов сточной воды с плотностью 1,090 г/cM . При этом вйделилось 52,5 мл нефти. Проводимость по пластовой воде составила 101 10.- м /мПа с. Коэффйциент вытеснения нефти

30 водой составил

52,5 10

Квыт.ы = . = 0,56.

94 10

Затем в модель закачали последовательно по 30 мл растворов хлористого каль,. ция и кальцинированной соды . При этом выделилось 2 мл нефти, Проводимость понизилась с 101 10 мгlмПа с до 8 10

: "-м /мПа с. Прирост коэффициента вытеснег

40 ния нефти составил

20 .10 . 100 — 2 1 выт.н

94 10

Таким образом прирост коэффициента

45 вытеснения нефти при применении предлагасмого способа в среднем в 4.4 раз выше, чем при применении известного способа.

Формула изобретения

Способ вытеснения нефти иэ неоднородных по проницаемости карбонатных пластов, включающий последовательную . закачку в продуктивный пласт водных растворов хлористОго кальция и кальциниро. ванной соды, отличающийся тем, что, 55 с целью повышения эффективности вытеснения нефти, после закачки в продуктивный пласт растворов хлористого кальция и кальцинированной соды закачивают воду, причем водные растворы хлористого кальция и

1747680

Составитель B. Кошкин

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор О. Ципле

Редактор Э. Слиган

Заказ 2482 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб.. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 кальцинированной соды закачиваются порциями циклически с концентрациями (мас.$) соответственно 20 — 21 и 19 — 20 в соотношении 1:1 каждого раствора при объеме порций каждого раствора в цикле

7 — 10 ) от эакачиваемого общего объема раствора, причем общий объем каждого за- качиваемого раствора определяется по фор: муле где h — эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м

Кп — коэффициент пористости, доли ед., Кн.н.о. — коэффициент начального нефтенасыщенного объема, доли ед., R — радиус проникновения раствора, м.