СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к добыче жидких полезных ископаемых, а именно к способам разработки залежей углеводородного сырья.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий нагнетание в пласт углеводородного растворителя в составе двухфазной пены (1, стр. 23). Способ позволяет извлекать легкую нефть из истощенных слабопроницаемых пластов. Однако для получения положительного результата требуются большие расходы реагентов и воздуха, фронт вытеснения характеризуется наличием "языков" вторжения, высока обводненность скважин.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтяных залежей, включающий формиpование в пласте оторочки из пластового флюида и химреагента
растворителя углеводородов, образующих взаиморастворимую зону (ВРЗ) между вытесняемой нефтью и вытесняющим химреагентом-растворителем (1, стр.6). Достоинством способа является простота его выполнения. К недостаткам способа следует отнести недостаточную эффективность, обусловленную главным образом неоднородностью фронта вытеснения.

Достигаемый в результате осуществления предложенного способа разработки залежей углеводородного сырья технический результат заключается в обеспечении стабильности фронта вытеснения и увеличении коэффициента вытеснения углеводородов из пласта при одновременном увеличении безводного периода эксплуатации скважин и сокращении срока разработки месторождения.

Технический результат достигается использованием предложенного способа, сущность которого заключается в формировании в пласте оторочки из пластовых флюидов и химреагента, обеспечивающего при реальных пластовых условиях образование термодинамически стабильной зоны (ТСЗ) с пластовыми флюидами - зоны стабильного состава и промежуточных теплофизических свойств.

В отличие от взаиморастворимой зоны между вытесняемым углеводородом и вытесняющим химреагентом-растворителем, которая характеризуется неограниченным распространением последнего по пласту, ТЗС представляет собой промежуточную фазу, образующуюся на контакте химреагента и углеводорода при пластовых термобарических условиях за счет взаимодействия отдельных компонентов соприкасающихся жидкостей и локализованную в ограниченном объеме пласта. Состав этой фазы определяется диаграммой фазового равновесия многокомпонентных жидких фаз. Свойства этой фазы, определяющие процесс вытеснения (вязкость, межфазное натяжение, краевой угол смачивания), имеют промежуточное значение по отношению к свойствам исходных фаз, поэтому фронт вытеснения имеет более стабильный характер, а состав промежуточной фазы в процессе вытеснения не меняется.

Подбор необходимых химреагентов применительно к вытеснению конкретных углеводородных систем и реальных термобарических пластовых условий проводится эмпирически. Методом визуальных наблюдений регистрируется возникновение промежуточных фаз, а свойства этой фазы определяются известными методами измерения теплофизических свойств. Опытным путем установлено, что способностью создавать ТСЗ при контакте с углеводородами обладают отдельные реагенты из классов кислородо- и серосодержащих органических соединений.

Исследования проводили на фильтрационной установке "Пласт" (см. Исследование методов повышения нефтегазоконденсатоотдачи пластов на модельных установках. А.С.Захаров и др. М. ИПНГ РАН, 1993, с.185-196). В опытах использовали модели пластов длиной 2 м и диаметром 30 мм со 100%-ной углеводородонасыщенностью. Пористость моделей однородного пласта находилась в пределах 16-18% а проницаемость 396-408 мД. Для неоднородных образцов (аналоги трещиноватых или слоисто-неоднородных коллекторов) эти параметры составляли соответственно 21-24% и 956-1073 мД. Пористую среду моделировали кварцевым песком и мрамором.

В модель пласта, находящуюся в кернодержателе фильтрационной установки, вводили из системы подачи установки оторочку из химреагента, удельный объем (V_от) которой составлял 5-20% от объема пор (V_пор) модели пласта. По завершении ввода оторочки сразу или после выдержки оторочки в модели в течение интервала времени t_в производили закачку воды. Объемы оторочки и воды характеризуют общее количество жидкости V_ж, прокачанное через модель. Давление и температуру в течение всего эксперимента поддерживали равными таковым в реальных условиях. Опыт завершали после нагнетания необходимого объема воды при условии, что обводненность добываемой продукции составляет 98% и не уменьшается при прокачке дополнительного количества жидкости. Отобранную жидкость отстаивали до полного расслоения и измеряли объем вышедшего углеводорода и воды. Во время эксперимента проводили непрерывную регистрацию температуры в трех сечениях кернодержателя и перепада давления на входе и выходе установки.

По результатам эксперимента рассчитывали конечный η_к и текущий η_т коэффициенты вытеснения, а также коэффициент вытеснения за безводный период η_б.

Для насыщения исследуемых моделей пластов использовали нефть (Н) Копанского месторождения и газовый конденсат (ГК) Оренбургского месторождения. Экспериментально было установлено, что способностью образовывать ТСЗ с нефтью Копанского месторождения при пластовом давлении 22 МПа и температуре 40 ^oС обладают метанольный модификатор, вырабатываемый из природного или попутного газа методом прямого окисления воздухом при концентрации химреагента более 15 об. (условное название ММ-20, 30, 40, где цифрами здесь и далее в тексте обозначена концентрация химреагента), а также этилендиамин при концентрации химрегента более 1 об. (условное название ЭД-1, 2, 3). Применительно к газовому конденсату Оренбургского месторождения при реальных пластовых давлении 34 МПа и температуре 55^oС свойствами образовывать ТСЗ обладают метанольный модификатор при концентрации более 10 об. и изопропиловый спирт при концентрации более 0,5 об. (условное название ИС-1, 2, 3).

В качестве химреагента-растворителя, образующего только взаиморастворимую зону, использовали кубовый остаток ректификации дивинила (условное название КОРД).

Пример осуществления способа применительно к нефтяной залежи Копанского месторождения
1. Определяют реальные пластовые условия нефтяной залежи Копанского месторождения, а именно пластовые температуру 40 ^oC и давление 22 МПа. Для упрощения способа физико-химические условия залежи не определяют, а моделируют их путем использования нефти непосредственно из данной залежи.

2. Выбранные для исследования растворы химреагентов (ММ, ЭД, ИС и КОРД) приводят в контакт с нефтью Копанского месторождения и методом визуальных наблюдений регистрируют возникновение промежуточных фаз. Фазовые свойства системы определяют известными методами измерения теплофизических свойств. В результате этих исследований выявлено, что в данном конкретном случае ТСЗ образуют химреагенты ММ и ЭД при концентрации соответственно более 15 и 1%
3. В модель нефтенасыщенного пласта пористостью 16% и проницаемостью 1026 мД из кварцевого песка, находящуюся в кернодержателе фильтрационной установки, вводят оторочку удельным объемом 20% из реагента ММ-30. Спустя 1 ч начинают закачку в модель воды для вытеснения оторочки. После прокачки через модель объема жидкости, равного удвоенному объему пор, эксперимент прекращают. В течение эксперимента давление поддерживают равным 22 МПа, температуру 40^oС. Измеряют количество закачиваемой жидкости и отбираемой нефти. По этим данным определяют расчетные показатели нефтевытеснения.

Результаты экспериментальных исследований, выполненные в соответствии вышеприведенным примером, а также для условий Оренбургского газоконденсатного месторождения приведены в табл. 1 и 2. Из анализа представленных в них данных следует, что предложенный способ (химреагенты ММ-30, ЭД-2 и ИС-2) благодаря сформированной в модели пласта термодинамически стабильной зоне, характеризуется конечным коэффициентом вытеснения 77-80% для нефти и 75-82% для газового конденсата. Причем высокая эффективность способа проявляется как в однородных (ОД), так и в неоднородных образцах. При использовании же реагента КОРД, то есть при отсутствии ТСЗ, η_к значительно ниже (41-47% для нефти и 44-55% для газового конденсата). Следует отметить, что лучшие результаты при использовании предложенного способа достигаются независимо от времени выдержки оторочки в пласте, в то время как при использовании реагента-растворителя КОРД имеется тенденция снижения коэффициента вытеснения по мере увеличения времени выдержки. Таким образом, предложенный способ в меньшей степени зависит от характера пористости пород-коллекторов и более технологичен в связи с отсутствием необходимости в выдерживании оторочки в пласте.

Наибольшей эффективностью обладает оторочка объемом 5-20% от порового объема из пластового флюида и метанольного модификатора, приготавливаемого путем разбавления до концентрации 20-40% метанольного продукта-сырца или концентрированного метанольного продукта (антигидратные ингибиторы "Комб-И-1" и "Комб-И-2"), вырабатываемых из природного или попутного газа методом прямого окисления воздухом.

При осуществлении предложенного способа увеличивается безводный период эксплуатации залежи. Так, экспериментально установлено, что для нефтенасыщенных однородных образцов при использовании реагента-растворителя КОРД η_б= 39% ,, а при применении ММ-40 при прочих равных условиях η_б= 84% .
Предложенный способ позволяет существенно сократить сроки разработки месторождения. Считается, что при достижении обводненности продукции 98% дальнейшая эксплуатация нефтяного месторождения является нецелесообразной. Экспериментальные исследования (табл. 3) показывают, что при использовании предложенного способа (реагент ММ-20) длительность процесса вытеснения всего порового объема нефти до достижения обводненности 98% и количество прокачанной при этом через модель жидкости по сравнению со способом, предусматривающим использование реагента-растворителя КОРД, сокращаются.

Предложенное изобретение является новым, так как его использование не известно. Оно имеет изобретательский уровень поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации заявленной совокупности существенных признаков для специалиста явным образом не следует из уровня техники. Промышленная применимость изобретения подтверждена экспериментально. Таким образом, данное изобретение удовлетворяет всем условиям патентоспособности. ТТТ1 ТТТ2

Способ включает формирование в пласте зоны из пластовых флюидов и химреагента с последующим вытеснением водой. Перед формированием зоны определяют пластовые условия залежи и подбирают химреагент, обеспечивающий при реальных пластовых условиях образование термодинамически стабильной зоны с пластовыми флюидами - зоны стабильного состава и такими теплофизическими свойствами, которые обеспечивают стабильный фронт вытеснения при фильтрации углеводородов через коллектор пласта водой при реальных пластовых условиях. Зону создают объемом от 5 до 20% от порового объема пласта. В качестве химреагента используют метанольный модификатор, вырабатываемый из природного газа или попутного методом прямого окисления воздухом. 2 з.п.ф-лы, 3 табл.

1. Способ разработки залежей углеводородного сырья, включающий формирование в пласте зоны из пластовых флюидов и химреагента с последующим нагнетанием воды, отличающийся тем, что перед формированием зоны определяют реальные геолого-физические параметры пласта и подбирают химреагент, обеспечивающий при реальных пластовых условиях образование термодинамически стабильной зоны со стабильным составом, обладающей такими теплофизическими свойствами, которые обеспечивают стабильный фронт вытеснения при фильтрации углеводородов через коллектор пласта водой при реальных пластовых условиях. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что зону создают объемом от 5 до 20% от порового объема пласта. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве химреагента используют метальный модификатор, вырабатываемый из природного или попутного газа методом прямого окисления воздухом.