КОМБИНИРОВАННЫЙ СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ФРОНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 E21B43/26 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений.

В настоящее время в технологии разработки нефтяных месторождений широкое распространение получил метод поддержания пластового давления в залежи закачкой в пласт воды. При этом в пластах, состоящих из пропластков различной проницаемости, фронт вытеснения резко меняется за счет более быстрого продвижения воды по высокопроницаемым пропласткам, что приводит к ускорению обводнения продукции скважины и снижению коэффициента извлечения нефти.

Наиболее близким аналогом является способ выравнивания фронта вытеснения нефти, включающий закачку в пласт воды и высоковязкого агента - вытесняющей жидкости, содержащей промысловую сточную воду с эмульгированной нефтью и тонкодисперсной взвесью примесей. Закачку вытесняющей жидкости производят при высоком давлении (см. авт. свид. СССР N 246432, 1969).

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи неоднородного по проницаемости пласта.

Поставленная задача решается тем, что после закачки в пласт воды и высоковязкого агента осуществляют взрыв или гидроразрыв пласта расчетной мощности.

Предлагаемый способ выравнивания фронта вытеснения нефти при нагнетании в пласт заключается в следующем.

Перед пуском скважины под нагнетание, в пласт закачивают высоковязкий агент. Определяют радиус проникновения вязкого агента в самом низкопроницаемом пропластке. Гидродинамическими расчетами определяют объем агента и радиус проникновения по другим пропласткам. При этом, чем выше проницаемость пропластка, тем этот радиус будет больше. Закачав расчетное количество агента, в призабойной зоне скважины производят взрыв с помощью обыкновенного взрывчатого вещества или интенсивный гидроразрыв пласта. Мощность взрыва или гидроразрыва рассчитывают таким образом, чтобы в результате образовалась массивная зона трещиноватости T в радиусе R 3,0 (см. чертеж), равном радиусу проникновения высоковязкого агента в самом низкопроницаемом пропластке. При наличии пропластков, близких по проницаемости, но значительно отличающихся от высокопроницаемых, возможно увеличение R 3,0 до ближайшего по проницаемости пропластка (например, R 3,0 для пласта a). Возможны другие комбинации.

После осуществления взрыва в пласте образуется зона повышенной трещиноватости T. При этом за пределами этой зоны в пропластках a, b, c останется часть высоковязкого агента, который будет играть роль барьера повышенной вязкости, что снизит скорость продвижения воды по пропластку. Величина ширины барьера находится в прямо пропорциональной зависимости от проницаемости пропластка.

После перевода скважины под нагнетание, вследствие равенства давления на стенке зоны обрушения для всех пропластков, скорость продвижения воды при прочих гидродинамических условиях будет зависеть от наличия на фронте вытеснения пачки высоковязкого агента. При этом в пропластке c, например, эта пачка окажет наибольшее влияние на снижение скорости продвижения воды, а пропласток d будет принимать воду как и до проведения взрыва.

Величины скоростей продвижения воды в пропластках будут сближаться, причем степень сближения будет зависеть от количества закачиваемого объема высоковязкого агента и мощности взрыва (интенсивности гидроразрыва).

По мере "растягивания" пачки высоковязкого агента операцию можно повторить. При этом мощность следующего взрыва (интенсивность гидроразрыва) должна обязательно обеспечить увеличение зоны обрушения.

В предложенном методе все технологические и технические параметры рассчитываются по широко известной в практике нефтедобычи методике.

Пример.

Продуктивный пласт состоит из 2-х пропластков высокопроницаемого (c) и низкопроницаемого (d).

Исходные данные приводятся в таблице, приведенной в конце описания.

Радиусы изменения проницаемости в обоих пропластках определены с помощью гидродинамических исследований, непосредственно проведенных в скважине.

В качестве высоковязкого агента использовался гелеобразующий состав на основе жидкого стекла и соляной кислоты (с добавкой отработанной щелочи).

Объем закачиваемого агента подсчитывался по известной формуле (М.Л. Сургучев, А. Т. Горбунов "Методы извлечения остаточной нефти", М., Недра, 1991, стр. 214).

V = π•m•K_выт•h•R², (1)
где m и h - пористость и толщина пласта,
K_выт - коэффициент вытеснения нефти агентом,
R - радиус изменения проницаемости.

По формуле (1) с использованием данных таблицы были рассчитаны объемы высоковязкого агента для закачиваемого в каждый пропласток.

Объем агента, необходимого для закачки в высокопроницаемый пропласток, равен:
V₁ = 3,14•0,17•0,75•3•7² = 59 м³ (3)
Объем агента, нагнетаемый в низкопроницаемый пропласток,
V₂ = 3,14•0,15•0,45•3•4² = 10 м³ (4)
Общий объем закачки агента равен
V = V₁ + V₂ = 59 м³ + 10 м³ = 69 м³ (5)
Далее определим параметры гидроразрыва: давления разрыва и расход закачиваемой жидкости разрыва.

Расчеты проводятся по известной методике (К.Г.Оркин, А.М.Юрчук. "Расчеты в технологии и технике добычи нефти", М., "Недра", 1967, стр. 184-189).

Давление разрыва на забое (глубина залегания пласта 1850)

K = 1,75 (среднее между 1,5-2,0).

Радиус горизонтальных трещин гидроразрыва (по предлагаемому способу) должен быть равен радиусу проникновения высоковязкого агента в низкопроницаемый пласт (4 м).

Подставляя в формулу (7) радиуса горизонтальной трещины (r_тр) 4 м, определим расход жидкости разрыва (Q)


где C - эмпирический коэффициент для скважин глубиной меньше 2000 м равен 0,02;
μ = 50 - вязкость жидкости разрыва;
t = 4 мин - время закачки жидкости разрыва;
K = 0,1g - проницаемость пропластка.

Расход жидкости разрыва равен

K₁-K₄ - проницаемости пропластков, соответствующих а, b, с, d на чертеже.

Применение предложенного метода позволит значительно замедлить темпы обводнения скважины и увеличить коэффициент извлечения нефти из пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений. Способ выравнивания фронта вытеснения нефти включает закачку в пласт воды и высоковязкого агента, с последующим взрывом или гидроразрывом пласта такой мощности, чтобы образованная зона трещиноватости была равна радиусу проникновения высоковязкого агента в самом низкопроницаемом пропластке или близким по проницаемости, но значительно отличающегося от высокопроницаемых пропластков. Технический результат: повышение нефтеотдачи неоднородного по проницаемости пласта 1 ил., 1 табл.

Способ выравнивания фронта вытеснения нефти, включающий закачку в пласт воды и высоковязкого агента, отличающийся тем, что производят взрыв или гидроразрыв пласта такой мощности, чтобы образованная зона трещиноватости была равна радиусу проникновения высоковязкого агента в самом низкопроницаемом пропластке или близким по проницаемости, но значительно отличающегося от высокопроницаемых пропластков.