СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность [1]
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30 40%
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие [2]
К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси не зависит от пластовых условий. Так, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закаченного газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз. (Ефремов Е. П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторожденя. Нефтяное хозяйство, 1986, N 12, с. 36 40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает очень высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что ухудшает охват нефтяного месторождения воздействием. Кроме этого увеличивается опасность расслоения водогазовой смеси и прорыва газа к добывающим скважинам.

Цель изобретения повышение эффективности разработки за счет увеличения проникающей способности водогазовой смеси при уменьшении опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов при предотвращении опасности образования гидратов газов.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачку воды и газа в нагнетательные скважины и добычу нефти посредством эксплуатационных, образование водогазовой смеси ведут с помощью процесса эжекции, причем объем подсасываемого газа поддерживают на таком уровне, чтобы вязкость образованной водогазовой смеси в пластовых условиях была равна вязкости пластовой нефти, а после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации повышают в 2 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 2,5 раза, после чего повышают давление нагнетания в 1,1 1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости. Кроме того, в закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ анионактивного и неионогенного типа в количестве 0,1 1% при соотношении 1:1 1:3 соответственно.

Сущность данного изобретения заключается в том, что такой способ разработки нефтяных месторождений, когда вытесняющий флюид образуется в процессе эжекции, позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти, т.е. такой режим, при котором вязкость, а соответственно и подвижность вытесняющего флюида, равны подвижности вытесняемого (нефти). Повышение степени аэрации водогазовой смеси выше оптимальной приведет к закупорке пор пласта, по которым ранее двигался вытесняющий агент, а последующее повышение давления нагнетания позволит подключить в разработку новые низкопроницаемые нефтенасыщенные коллектора. При этом добавка смеси двух поверхностно-активных веществ повысит стабильность образованной водогазовой смеси, проникающую способность низкоаэрированного раствора ПАВ и предотвратит опасность образования гидратов газов.

На основании ряда литературных источников, а также кривых на фиг. 5.2 можно сделать вывод, что оптимальный режим вытеснения нефти будет в том случае, когда подвижность вытесняющего агента равна подвижности нефти. В процессе проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти водогазовой смесью, образованной в струйном аппарате, было установлено, что по достижении определенного времени величина подсоса газа стабилизируется и наступает динамическое равновесие, т.е. степень аэрации поддерживается на одном уровне с небольшими отклонениями.

При воздействии на нефтяные пласты воды в первую очередь согласно закону Дарси нефть вытесняется из высокопроницаемых пропластов, которые имеют поры большого размера

где O расход;
K проницаемость пласта;
P перепад давления;
A площадь поверхности;
μ вязкость флюида;
L расстояние в пласте.

Теперь представим, что закачка воды и газа в нефтяной пласт осуществляется (по п. 2) через газожидкостный эжектор, причем степень аэрации водогазовой смеси предварительно увеличивают в 2 5 раз от рассчитанной оптимальной. Нефтяной пласт представляет собой ряд пропластков с различной проницаемостью и различной нефтенасыщенностью. Вначале образованная водогазовая смесь будет заходить в поры с высокой проницаемостью (а в трещиноватых пластах в трещины).

Ранее промытые водой пропластки насыщены водой, вязкость который в несколько раз меньше, чем вязкость нефти. Из закона Дарси видно, что вязкость жидкости и расход связаны обратной зависимостью. Из этого очевидно, что пропластки, насыщенные менее вязкой жидкостью (в данном случае водой), будут обладать меньшим сопротивлением для потока любого флюида (в т.ч. и водогазовой смеси) по сравнению с пропластками, насыщенными более вязкой жидкостью. По мере того, как эти поры или трещины наполняются газожидкостной смесью, возрастает фильтрационное сопротивление в этих порах и, соответственно, противодавление на выходе струйного аппарата, что приведет к снижению степени аэрации водогазовой смеси вплоть до нуля. При этом, соответственно, упадет и приемистость нагнетательной скважины. При снижении приемистости нагнетательной скважины в 1,5 2,2 раза повышают давление нагнетания закачиваемой воды в 1,1 1,5 раза. Водогазовая система, находящаяся в порах за счет роста гидродинамических сопротивлений, будет оказывать отклоняющее свойство для закачиваемой вслед воде с низкой степенью аэрации. Газожидкостная система вначале проникает в поры большего размера, затем по мере роста гидравлического сопротивления и нарастания давления нагнетания ГЖС входит в поры меньшего размера.

Таким образом, становится очевидным, что ранее закачанная водогазовая смесь оказывает закупоривающее действие на промытые (т.е. более высокопроницаемые) пропластки. В результате вода будет стремиться вытеснить нефть из менее проницаемых, а значит и не промытых ранее, т.е. более нефтенасыщенных пор. Далее по мере того, как вытесняющий флюид вытеснит нефть из пор данной проницаемости, противодавление уменьшается (так как вода будет двигаться по чистым порам), а приемистость нагнетательной скважины восстановится.

Кроме того, добавка поверхностно-активного вещества в закачиваемую воду позволяет увеличить устойчивость водогазовой системы с высокой степенью аэрации (пены) [Амиян В. А. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М. Недра, 1987, с. 23 25). Это, в свою очередь, позволяет повысить эффективность закупорки водогазовой смесью высокопроницаемых пропластков. При закачке раствора ПАВ с низкой степенью аэрации (в случае, когда падает приемистость нагнетательной скважины и растет противодавление на выходе эжекционного устройства) повышается приемистость нагнетательной скважины за счет увеличения проникающей способности раствора ПАВ по сравнению с водой (Сулейманов А. Б. Применение ПАВ для интенсификации добычи нефти и газа. В кн. "Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений", Баку, 1985, 4, с. 41 52). При этом добавка в закачиваемую воду смеси двух поверхностно-активных веществ, одно из которых анионактивного типа, а другое
неиногенного типа, позволяет предотвратить опасность образования гидратов газов при движении водогазовой смеси (см. приложение N 5).

Сопоставительный анализ предлагаемого и прототипа показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что вытесняющий флюид закачивают в виде водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции, степень аэрации поддерживают на уровне, обеспечивающим равенство вязкостей водогазовой смеси и нефти, а после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 2,5 раза, а затем повышают давление нагнетания в 1,1 1,5 раза до восстановления первоначальной приемистости, причем в закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ ПАВ анионактивного типа и ПАВ неионогенного типа концентрацией 0,1 1% При соотношении 1:1 1:3.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "новизна".

Внедрение предлагаемого изобретения позволит повысить эффективность разработки нефтяной залежи за счет увеличения проникающей способности водогазовой смеси при уменьшении опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключения в разработку новых, низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов, и кроме того повышение стабильности водогазовой смеси при предотвращении опасности образования гидратов газов.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "положительный эффект".

Признаки, отличающие предлагаемое изобретение, не выявлены в других технических решениях при изучении данной и смежной областей техники и, следовательно, соответствуют критерию "существенные отличия".

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях.

Лабораторные исследования проводились на насыпных моделях, т.е. на моделях, в которые набивали пористый материал кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта.

Коэффициент вытеснения нефти водой и водогазовой смесью определяли по методике, установленной отраслевым стандартом и методическими указаниями Миннефтепрома.

Эффективность применения водогазовой смеси изучали в процессе вытеснения остаточной нефти при пластовой температуре 88^oC с использованием пластовой воды и нефти Вахского месторождения.

В опытах по оценке эффективности вытеснения нефти водогазовой смесью в качестве модели пласта использовался насыпной материал (полимиктовый песок) с размером частиц меньше 159 мкм. Насыпной материал набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта.

Характеристика модели пласта и характеристика используемой нефти приведена ниже.

Характеристика модели пласта:
Общая длина, см 44
Диаметр, см 2,7
Проницаемость, мкм² 0,115 0,730
Характеристика используемой нефти:
Плотность, кг/м³ 0,7•10³
Вязкость, МПа•c 6,30
Содержание, об.

Сера 0,6
Азот -
Модель пласта с нефтью перед началом вытеснения водогазовой смесью выдерживали при температуре пласта не менее трех суток.

Вытеснение нефти водогазовой смесью из модели проводили до полной обводненности продукции.

Коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью определяли по формуле

где K₁ коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью;
A_HI объем нефти, вытесненной водогазовой смесью, см³;
A_H объем нефти, первоначально содержащийся в модели, см³.

Водогазовую смесь получили в струйном аппарате, выдерживая при этом основные параметры процесса вытеснения. Вытеснение продолжали до полной обводненности продукции.

Рассчитанная оптимальная степень аэрации водогазовой смеси при давлении нагнетания водогазовой смеси 0,5 МПа составила

β = 0,62


A_п.у.= 1,6 • 4 =6,4 м³/м³
Водогазовую смесь с заданным коэффициентом аэрации образовывали в процессе эжекции с помощью водоструйного насоса. Для сравнения провели опыты при степени аэрации 0,1 и 5 м³/м³ без применения струйного аппарата. Результаты экспериментов приведены в табл. 1.

Таким образом, на основании проведенных исследований можно установить, что наибольшая степень вытеснения достигается при вытеснении нефти водогазовой смесью, образованной с помощью процесса эжекции, причем наибольший коэффициент вытеснения достигается при такой степени аэрации водогазовой смеси, при которой подвижность водогазовой смеси равна подвижности нефти. Для проведения исследований по подключению в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов брали две параллельно соединенных линейных моделей различной проницаемостью. Закачку вытесняющего агента водогазовой смеси проводили одновременно в обе модели через струйный аппарат.

Рабочие характеристики модели приведены в табл. 2.

Для определения оптимальной величины повышения степени аэрации водогазовой смеси степень аэрации увеличивали в 1,5, 2, 5 и 7 раз. После этого при снижении приемистости модели в 1,3 раза повышали давления нагнетания в 1,4 раза. Результаты экспериментов приведены в табл. 3.

Таким образом, установлено, что оптимальной величиной повышения степени аэрации водогазовой смеси будет 2 5 раз, так как при меньшей величине повышения степени аэрации вытеснение нефти из модели с низкой проницаемостью недостаточно эффективно, а при большей коэффициент вытеснения нефти не увеличивается. Для определения оптимальной степени снижения приемистости модели провели ряд экспериментов. При этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а повышение давления нагнетания в 1,4 раза. Результаты экспериментов приведены в табл. 4.

Таким образом, установлено, что оптимальная степень снижения приемистости модели будет 1,5 2,5 раза, так как при меньшем снижении приемистости вытеснения нефти из модели с меньшей проницаемостью недостаточно эффективно, а при большей коэффициент вытеснения нефти не увеличивается. Для определения оптимальной степени повышения давления нагнетания провели ряд опытов. При этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости модели в 1,3 раза. Результаты опытов приведены в табл. 5.

Таким образом, установлено, что оптимальная степень повышения давления нагнетания будет равна 1,1 1,5 раза, так как при меньшем повышении давления нагнетания вытеснение нефти из модели меньшей проницаемости недостаточно эффективно, а при большем коэффициент вытеснения не увеличивается. Для сравнения был проведен эксперимент по вытеснению нефти из двух моделей различной проницаемости. При этом степень аэрации водогазовой смеси поддерживали на таком уровне, чтобы подвижность нефти была равна подвижности водогазовой смеси. В результате коэффициент вытеснения нефти составил из 1-ой модели 84, из 2-ой модели 52% Таким образом, повышение степени аэрации водогазовой смеси в 2 5 раз до снижения приемистости в 1,5 2,5 раза и последующее повышение давления нагнетания в 1,1 1,5 раза позволяет увеличить степень вытеснения нефти из менее проницаемой модели пласта с 52 до 69%
Кроме того, были проведены испытания по определению оптимального соотношения двух поверхностно-активных веществ ПАВ анионактивного типа и ПАВ неоногенного типа. Опыты проводили на двух параллельных моделях аналогично опытам по п. 1 формулы изобретения, при этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости модели в 1,3 раза. После этого повышали давление нагнетания в 1,4 раза. Концентрацию ПАВ брали 0,5%
Результаты экспериментов приведены в табл. 6.

Таким образом, установлено, что оптимальное соотношение ПАВ анионактивного типа и ПАВ неионогенного типа равно 1:1 1:3, так как меньшее соотношение ведет к недостаточной эффективности вытеснения, а большее соотношение не приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти.

Были проведены также испытания по определению оптимальной концентрации смеси ПАВ. При этом эксперименты проводили аналогично опытам по п. 1 формулы изобретения. Повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости в 1,3 раза. После этого повышали давление нагнетания в 1,4 раза. Соотношение ПАВ анионактивного типа: ПАВ неионогенного типа брали 1:2. Результаты экспериментов приведены в табл. 7.

Таким образом, установлено, что оптимальная концентрация смеси ПАВ равна 0,1 1,0 так как при меньшей концентрации достигается недостаточный коэффициент вытеснения нефти, а при большей концентрации смеси ПАВ не достигается увличения коэффициента вытеснения по сравнению с интервалом концентрации 0,1 -1
Данные опытов подтверждаются прилагаемым актом лабораторных испытаний.

Использование: нефтедобывающая промышленность, в частности разработка нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Сущность изобретения: для повышения эффективности вытеснения в способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачку воды и газа в нагнетательные скважины и извлечение нефти из добывающих, вытесняющих флюид закачивают в виде водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции. Объем подсасывающего газа поддерживают на таком уровне, чтобы вязкость образованной водогазовой смеси в пластовых условиях была равна вязкости пластовой нефти. После достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2 - 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 - 2,5 раза. Затем повышают давление нагнетания в 1,1 - 1,5 раз до восстановления первоначальной приемистости. В закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ - анионоактивного типа и неионогенного типа концентрацией 0,1 - 1% при соотношении 1:1 - 1:3. 1 з. п. ф-лы, 7 табл.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что водогазовую смесь образуют путем эжекции, степень аэрации которой вначале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронтом вытеснения эксплуатационных скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 2,5 раза, после чего осуществляют повышение давления нагнетания водогазовой смеси в 1,1 1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в водогазовую смесь добавляют смесь поверхностно-активных веществ анионоактивного и неионогенного типов концентрацией 0,1 1,0% при соотношении компонентов 1 1 ^oC 1 3 соответственно.