СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке залежей нефти повышенной и высокой вязкости.

Известен способ разработки нефтяной залежи с разнопроницаемым пластом, включающий закачку через нагнетательные скважины раствора полимера и холодной воды и отбор нефти через добывающие скважины [1] Недостатком способа является низкая отдача высоковязкой нефти из разнопроницаемого пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий прогрев продуктивного пласта путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины, последующую закачку раствора полимера и воды и отбор нефти через добывающие скважины [2] Недостатками указанного способа являются большой расход тепловой энергии и невысокая его эффективность вследствие быстрого остывания раствора полимера в пласте и в результате этого фактически осуществления обычного полимерного заводнения уже на небольшом отдалении от добывающих скважин.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи при снижении расхода химреагента на одну тонну добычной нефти.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины теплоносителя и раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, закачку теплоносителя и раствора полимера производят циклично чередующимися оторочками, причем оторочку теплоносителя закачивают перед оторочкой раствора полимера, объемы оторочек теплоносителя и раствора полимера определяют из соотношения:
-1 (1) где V_т объем оторочки теплоносителя, м³;
V_п объем оторочки раствора полимера, м³;
m пористость пласта;
С_ск удельная теплоемкость минерального скелета пласта, кДж/кг^оС;
остаточная нефтенасыщенность;
С_н удельная теплоемкость нефти, кДж/кг^оС;
C_ж удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг^оС;
ρ_ск плотность минерального скелета пласта, кг/м³;
ρ_н плотность нефти, кг/м³;
ρ_ж плотность теплоносителя, кг/м³;
α отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте α1,1-1,9;
Г коэффициент Генри адсорбции полимера, м³/м³; а температуры теплоносителя и раствора полимера в пластовых условиях определяют из соотношения:
(2)
где η_п коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта;
Т_т температура теплоносителя на забое скважины, ^оС;
Т_о начальная невозмущенная температура пласта, ^оС;
Топ

температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины, ^оС;
Т_п температура раствора полимера в пластовых условиях, ^оС;
Соп удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг^оС;
ρоп плотность раствора полимера, кг/м³;
β коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера в пределах β 1-2).

В способе разработки нефтяной залежи циклы закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера продолжают до выработки основной массы запасов нефти, после чего переходят на закачку ненагретой воды.

Существенными признаками изобретения являются:
1. Закачка через нагнетательные скважины теплоносителя.

2. Раствора полимера.

3. Ненагретой воды.

4. Отбор нефти через добывающие скважины.

5. Закачка теплоносителя и раствора полимера чередующимися оторочками.

6. Первоочередность закачки оторочки теплоносителя.

7. Формула отношения объемов оторочек теплоносителя и раствора полимера.

8. Формула отношения температуры теплоносителя и раствора полимера в пластовых условиях.

9. Цикличность закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера, выраженная коэффициентом β
10. Отношение радиуса фронта концентрации полимера к радиусу фронта температуры в пласте, выраженная коэффициентом α.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При обычном полимерном воздействии закачиваемый через нагнетательные скважины раствор полимера проникает в наиболее проницаемые зоны пласта, приводит к их частичному закупориванию и повышению фильтрационного сопротивления. Закачиваемая в последующем вода обтекает закупоренные зоны и вытесняет нефть из менее проницаемых зон пласта. За счет этого увеличивается охват пласта процессом вытеснения, возрастает нефтеотдача залежи. Такой механизм вытеснения нефти реализуется на сравнительно небольшом (10-15 м) удалении от нагнетательной скважины, поскольку закупоривание высокопроницаемых зон препятствует проникновению вязкого раствора полимера в глубь пласта.

При закачке через нагнетательные скважины теплоносителя в пласте образуется нагретая зона. При последующей закачке раствора полимера он, проходя через нагретую зону, разогревается, снижается его вязкость, и разогретый раствор полимера приобретает возможность проникать не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые. Вследствие этого охват пласта рабочим агентом возрастает и нефтеотдача увеличивается.

Техническое решение по прототипу предусматривает отверждение полимера в пласте, перевод его в форму твердого, нерастворимого и неплавкого вещества. При этом дальнейший перевод полимера в подвижное текущее состояние невозможен.

Предлагаемое техническое решение предусматривает использование термопластичного растворимого полимера, не способного отверждаться в пластовых условиях. Технология предусматривает создание условий в пласте, при которых невозможна термодеструкция полимера. Чередование оторочек теплоносителя и раствора полимера предусматривает поочередное прогревание пласта и полимера в пласте за счет накопленного в последнем тепла. При этом так же, как и в известном способе, при нагревании полимера снижается вязкость его раствора, раствор полимера проникает в высокопроницаемые зоны на наибольшую глубину. В предложенном способе предусматривается опережение фронта концентрации полимера, т. е. превышение радиуса концентрации полимера в пласте по отношению к радиусу фронта температуры. Это обеспечивает реализацию описанного механизма вытеснения нефти раствором полимера не только в прогретой зоне пласта, но и за пределами этой зоны.

По пути следования раствор полимера охлаждается за счет отбора тепла минеральным скелетом пласта, за счет естественных теплопередач в кровлю и подошву пласта и т. д. Проникший в глубь пласта нагретый полимер постепенно охлаждается. Однако он охлаждается, уже проникнув не только в высокопроницаемые области, но и в менее проницаемые, в которые он может проникать только в нагретом состоянии, т. е. в состоянии пониженной вязкости. Охладившись, полимер временно теряет подвижность.

Нагнетаемый в пласт во второй оторочке теплоноситель выполняет сразу две функции: вытесняющего агента и теплоносителя. Поскольку прогрев пласта происходит во времени, то теплоноситель, имея меньшую вязкость, чем даже нагретый раствор полимера, первоначально встречает преграду "набравшего" вязкость раствора полимера в заполненных им зонах, обходит эти зоны через низкопроницаемые области, прогревая и вытесняя оттуда нефть. Однако по мере закачки теплоносителя постепенно прогревается и раствор полимера, снижается его вязкость, полимер приобретает подвижность и снова начинает двигаться, высвобождая высокопроницаемые зоны для продвижения по ним нефти, протекающей из низкопроницаемых зон под действием теплоносителя. После промыва высокопроницаемых и низкопроницаемых зон вновь возникает потребность в кольматации этих промытых зон. Для этого вновь закачивают оторочку раствора полимера и т. д.

Повышенная эффективность процесса достигается тем, что раствор полимера проходит не только по прогретой зоне, но и достигает непрогретых зон пласта. В непрогретой зоне раствор полимера охлаждается, проникает лишь в наиболее проницаемые зоны и блокирует их. При этом происходит вытеснение нефти из этих зон, а вследствие "набора" вязкости раствором полимера по мере охлаждения, в этой области происходит как бы "запирание" потока рабочего агента, а в прогретой области проникновение его в менее проницаемые области.

Цикличность закачки оторочек предусматривает цикличность нагрева и охлаждения раствора полимера в пласте и, следовательно, цикличность изменения его вязкости, т. е. проникающей и закупоривающей способности в пласте. Таким образом происходит благоприятное саморегулирование воздействия рабочих агентов по всему объему пласта, что обеспечивает увеличение нефтеотдачи и снижение расхода химреагента на тонну добытой нефти.

П р и м е р. Нефтяную залежь площадью 125 м² разрабатывают 50 нагнетательными и 50 добывающими скважинами. Мощность продуктивного пласта h 16,8 м. Глубина залегания пласта 1000 м. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 75 мПа·с. Пористость коллектора m 0,137. Удельная теплоемкость минерального скелета пласта С_ск 0,85 кДж/кг^оС. Плотность минерального скелета пласта ρ_ск 2700 кг/м³. Удельная теплоемкость раствора полимера Соп

4,2 кДж/кг^оС; плотность раствора полимера ρоп 1000 кг/м³; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,40. Удельная теплоемкость нефти С_н 2,2 кДж/кг^оС; плотность нефти ρ_н 913 кг/м³. Удельная теплоемкость теплоносителя (горячей воды) С_ж 4,2 кДж/кг, плотность теплоносителя ρ_ж 1000 кг/м³. Отношение радиуса фронта концентрации полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте составляет α 1,37. Коэффициент Генри адсорбции полимера Г 0,03 м³/м³. Коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта η_п 0,313. Начальная невозмущенная температура пласта Т_о 32^оС. Температуру нагрева раствора полимера в пласте с учетом конкретных геолого-физических условий объекта принимаем Т_п 58^оС. Коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера, β 1,29.

Температура теплоносителя и раствора полимера в пластовых условиях находится в соответствии с формулами (1) и (2) в соотношении:
(Т_п-Т_о)/(Т_т-Т_о) 0,433.

Отсюда получаем температуру теплоносителя на забое нагнетательной скважины Т_т 92^оС. Через нагнетательную скважину закачивают горячую воду, температура которой на забое 92^оС, в течение 76 сут. с расходом 150 м³/сут. Затем через 3 сут закачивают 0,05%-ный водный раствор полиакриламида с температурой 15^оС в течение 46 сут с расходом 150 м³/сут. Это соответствует согласно формулам (1) и (2) соотношению объемов V_т/V_п 1,65. Вновь закачивают воду, температура которой на забое Т_т 92^оС, в течение 76 сут с расходом 150 м³/сут. Через 3 суток закачивают 0,05%-ный водный раствор полиакриламида с температурой 15^оС в течение 46 сут с расходом 150 м³/сут.

Циклы закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера продолжают по аналогии с первыми двумя циклами до выработки основной массы запасов залежи, после чего закачивают необработанную воду в нагнетательную скважину и доизвлекают оставшиеся запасы нефти. Общее количество циклов составляет 5.

Аналогичные действия проводят на других нагнетательных скважинах месторождения.

Применение предлагаемого способа в условиях приведенного примера позволяет увеличить нефтеотдачу залежи на 7-9% по сравнению с прототипом и другими аналогичными техническими решениями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке залежей нефти высоковязкой и повышенной вязкости. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины последовательно и циклично теплоносителя и раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. Закачку теплоносителя и раствора полимера производят чередующимися оторочками. Оторочку теплоносителя закачивают перед оторочкой раствора полимера. Объемы оторочек теплоносителя и раствора полимера, а также температуры теплоносителя и раствора полимера определяют из новых аналитических соотношений. Циклы закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера продолжают до выработки основной массы запасов нефти. После этого переходят на закачку ненагретой воды. 1 з. п. ф-лы.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку через нагнетательные скважины теплоносителя и раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что закачку теплоносителя и раствора полимера производят циклично чередующимися оторочками, причем оторочку теплоносителя закачивают перед оторочкой раствора полимера, объемы оторочек теплоносителя и раствора полимера определяют из соотношения

где V_т объем оторочки теплоносителя, м³;
V_п объем оторочки полимерного раствора, м³;
m пористость пласта, д.ед.

C_ск- удельная теплоемкость минерального скелета пласта, кДж/кг^oС;
S_н остаточная нефтенасыщенность, д.ед.

C_н удельная теплоемкость нефти, кДж/кг • ^oС;
C_ж удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг • ^oС;
ρ_ск плотность минерального скелета пласта, кг/м³;
ρ_н плотность нефти, кг/м³;
ρ_ж- плотность теплоносителя, кг/м³;
α отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте, a = 1,1-1,9;
Г коэффициент Генри адсорбции полимера, м³/м³;
а температуры теплоносителя и раствора полимера в пластовых условиях определяют из соотношения

где η_п коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта, д.ед.

T_т температура теплоносителя на забое скважины, ^oС;
T₀ начальная невозмущенная температура пласта, ^oС;
Toп

температура раствора полимера на забое нагнетательной скважины, ^oС;
T_п температура раствора полимера в пластовых условиях, ^oС;
β коэффициент, учитывающий цикличность закачки (теплоносителя и раствора полимера), зависит от продолжительности циклов закачки обоих агентов, выбирается в диапазоне b = 1-2;
Coп удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг • ^oС;
ρoп плотность раствора полимера, кг/м³.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что циклы закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера продолжают до выработки основной массы запасов нефти, после чего переходят на закачку ненагретой воды.