СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

Известны способы добычи нефти путем закачки в пласт кислородосодержащих смесей, включающие предварительное нагнетание определенных объемов перегретого пара (1) или химических реагентов (2). Это производится для создания в призабойной зоне нагнетательной скважины условий интенсивного протекания окислительных реакций и, следовательно, быстрого инициирования процесса.

Однако известные способы теплового воздействия не обладают высокой эффективностью при их применении в условиях трещиновато-пористых или слоисто-неоднородных пластов. Закачиваемый агент распространяется по трещинам или высокопроницаемым слоям, обеспечивая практически поршневое вытеснение нефти. Поэтому остаточная нефтенасыщенность, тем более в случае маловязкой нефти, оказывается недостаточной для инициирования процесса, а закачиваемый кислород, не полностью потребляемый в призабойной зоне, фильтруется в глубь пласта, создавая взрывоопасную ситуацию в добывающих скважинах.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (3).

Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки.

Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов.

Решаемая изобретением задача - повышение нефтеотдачи и безопасности проведения работ.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - обеспечение внутрипластовой генерации газового агента и использование энергетического потенциала месторождения.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине, согласно изобретению при разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65^oC создают в пласте зону окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине, а расстояние 2 σ между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус R зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2 σ ≥ R, нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего способа поясняются лучшими вариантом его осуществления со ссылками на прилагаемые графики.

Фиг. 1 изображает схему процесса (в начальной стадии перемещения зоны окисления);
фиг. 2 - то же, что фиг. 1 (окончательная стадия процесса);
фиг. 3 - зависимость теплового эффекта реакции низкотемпературного окисления нефти от температуры;
фиг. 4 - время воспламенения пластовой нефти от температуры;
фиг. 5 - размеры зоны полного потребления окислителя (расчетные зависимости);
фиг. 6 - изменение термодинамического состояния углеводородной системы от содержания CO₂;
фиг. 7 - два графика динамики вытеснения нефти при разных температурах пласта.

Способ разработки нефтяного месторождения (фиг. 1) включает нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину 1 и создание в пласте зоны 2 окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине 3. При разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65^oC создают в пласте зону 2 окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте (фиг. 1, 2) при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Расстояние 2σ между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус R зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2σ ≥ R (фиг. 2). Нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π (фиг. 2).

Для существования процесса необходимо, чтобы тепло, выделяемое в окислительных реакциях, компенсировало тепловые потерю в кровлю, подошву и нагрев пласта впереди зоны реагирования. Максимальный тепловой эффект реакций окисления составляет порядка 100 ккал/моль O₂, что достигается при температурах пласта 200^oC и выше. При температурах пласта 65 - 75^oC значение теплового эффекта реакций составляет 85% от максимального, и дальнейшее увеличение температуры приводит к медленному росту теплового эффекта. При температурах ниже 65^oC происходит резкое снижение теплового эффекта реакций окисления, и процесс в интервале значений водо-воздушного отношения 0,006 - 0,015 м³/нм³ нагнетаемой в пласт смеси неосуществим вследствие некомпенсации пластовых теплопотерь. Прогрев пласта выше 200^oC нецелесообразен, поскольку тепловой эффект реакций окисления практически не увеличивается.

При температурах пласта выше 65^oC процесс инициируется достаточно быстро и по времени составляет от 30 суток при Тпл = 65^oC до 10 суток при Тпл = 110^oC (фиг. 3).

Время инициирования процесса можно определить по формуле:

где C_p - объемная теплоемкость пласта, кДж/м³•^oC;
P_H - плотность нефти, кг/м³;
Т_о - абсолютная пластовая температура, К;
r_о - объемная теплотворная способность кислорода, кДж/нм³;
W_о - скорость потребления кислорода при пластовых давлении и температуре, нм³/м³•сут;
Z_t - концентрация нефти в пласте, кг/м³;
E - температура активации нефти, К.

В результате время инициирования процесса - время зажигания, сут, имеет зависимость, показанную на фиг. 4.

Нагнетаемым агентом на другой стадии процесса является атмосферный воздух.

Самопроизвольное инициирование процесса является одним из моментов использования природной энергетики пласта.

Формирование зоны окисления нефти осуществляется нагнетанием кислородосодержащей смеси, в качестве которой, в зависимости от поставленных технологических задач, может служить атмосферный или обогащенный кислородом воздух, водо-воздушная смесь в широком диапазоне изменения соотношения вода/воздух, газо-воздушная смесь и пр.

Формирование зоны окисления нефти заканчивается с выходом на проектную величину темпа нагнетания кислородосодержащей смеси. Ее размер определяется по формуле (2) и не должен быть меньше размера R.

где
f_k - мольная доля кислорода в закачиваемом воздухе;
σ_н - остаточная нефтенасыщенность;
V_r- удельный темп нагнетания в скважину воздуха, нм³/м•сут;
π - 3,14;
n - порядок реакции окисления по кислороду;
m - пористость;
W - удельная объемная скорость потребления кислорода при данной пластовой температуре и давлении, нм³/м³•сут.

Расчет зоны полного потребления кислорода при различных плотностях потока закачиваемого воздуха и температурах пласта приведен в таблице.

В расчетах приняты: f_k=0,21; m=0,20; σ_н= 0,30; n=0,7, а фиг. 5 иллюстрирует результаты расчетов.

При перемещении зоны повышенной температуры (область внутрипластовых окислительных процессов) будет происходить интенсивное испарение легких фракций нефти в поток газов горения и возможно паровую фазу.

Наиболее интенсивное обогащение газов горения углеводородной частью следует ожидать именно на легкой, маловязкой нефти, содержащей до 90% дистиллирующих компонентов.

Поступление газовой фазы в менее нагретые зоны пласта будет сопровождаться лишь незначительной конденсацией углеводородной составляющей, что объясняется высокой начальной температурой пласта.

Тем самым создаются условия для формирования фазы высокоэффективного вытесняющего газового агента. Это обстоятельство является главным моментом использования природной энергетики пласта. Следует ожидать, что основной прирост нефтеотдачи будет приходиться на механизм вытеснения нефти образующимися пластовыми газами.

Подтверждением вышеизложенного могут служить исследования испаряемости газового конденсата. При примерно одинаковой плотности конденсата и маловязкой нефти первый можно полностью перевести в газовую фазу. При перегонке же маловязкой нефти остаются незначительные количества тяжелых фракций, так называемый коксовый остаток.

В экспериментах использовалась углеводородная система с плотностью конденсата 758,4 кг/м³. Перевод двухфазной углеводородной системы в однофазную при любом заданном давлении возможен лишь при превышении определенной температуры, так называемой температуры крикондертерма. На основе исходной углеводородной системы были созданы системы, содержащие 0,28; 13,8; 17,2; 24,0; 28,8% CO₂.

Значения крикондертерма определялись по следующей методике.

Для каждой системы на установке УГК-З находились значения давления начала конденсации при определенных температурах. По полученным данным строились фазовые диаграммы в координатах РТ (фиг. 6), по которым устанавливались значения крикондертерма. С ростом в системе содержания CO₂ от 0,28% до 28,8% величина крикондертерма снижалась со 115^oC до 66^oC, т.е. улучшились условия перехода жидких углеводородов в газовую фазу. С утяжелением углеводородной системы испаряемость конденсата падает.

Полученные результаты подтверждают качественный характер поведения двух схожих углеводородных систем.

Необходимость соблюдения условия 2σ ≥ R, а также прекращение нагнетания кислородосодержащей смеси после подхода зоны окисления нефти к добывающей скважине на расстояние не ниже размера σ/π определяется главным образом исключением возможности прорыва кислорода в добывающие скважины и создания взрывоопасной ситуации.

При принятых в практике разработки нефтяных месторождений расстоянии между скважинами или рядами скважин в 200 - 400 м размер призабойной зоны скважины составляет порядка 30-60 м. Размер призабойной зоны определяется из общепринятого соотношения σ/π, где σ - половина расстояния между скважинами. Призабойная зона характеризуется резким изменением гидродинамических условий вследствие экспоненциального возрастания градиентов давления по направлению к добывающей скважине. В этих условиях вероятно искривление фильтрационных потоков и языкообразный прорыв пластовых флюидов в добывающую скважину. В том числе и прорыв кислорода.

При аномально больших расстояниях между скважинами (свыше 500 м) прекращение нагнетания кислородосодержащей смеси целесообразно производить после подхода зоны окисления нефти к добывающей скважине в момент сокращения ее размера ниже значения R. Это объясняется тем, что при отдалении внешней границы призабойной зоны от ствола скважины на 100 и более метров фильтрационная картина в этой области изменяется незначительно.

В примере конкретного выполнения способа использована программа расчета технологических показателей разработки элемента слоисто-неоднородного пласта.

Программа позволяет рассчитывать технологические показатели разработки при закачке в пласт наряду с водой обычного или обогащенного кислородом воздуха.

Фильтрационный поток в каждом слое слоисто-неоднородного пласта считается одномерным плоскопараллельным или плоскорадиальным. Влияние скважин учитывается дополнительными фильтрационными сопротивлениями.

Слои пласта гидродинамически изолированы друг от друга прослоями и сообщаются между собой только через скважины. Толщины слоев, проницаемости и начальные распределения насыщенностей могут отличаться от слоя к слою. Начальное распределение насыщенностей постоянно по длине слоя и в общем случае содержит подвижную воду и газ.

На базе описанных выше процессов создана математическая модель, которая проанализирована программными средствами вычислительной техники. Модель основана на аппроксимация термогидродинамики процесса вытеснения нефти из пласта при внутрипластовом горении следующими характерными подвижными фильтрационными зонами: выжженной зоной, где фильтруются вода и воздух; зоной прогрева с насыщенным водным паром, газами горения и подвижной нефтью; водяным валом, примыкающим спереди к зоне прогрева, где нефтенасыщенность определяется совместным вытеснением нефти водой и газом; нефтяным валом впереди водяного вала, где нефтенасыщенность в большей степени определяется вытеснением нефти газом; зоной пласта с начальным распределением насыщенностей.

Анализ проводился в режимах с заданными давлением, теплом или программой нагнетания.

Расчеты проведены для пластовых температур 25^oC, 50^oC, характерных для известного технического решения, и для температур 65^oC, 90^oC, 110^oC, характеризующих заявленное техническое решение.

Как следует из расчетов, применение заявленного способа позволит на 10 - 12% повысить конечную нефтеотдачу пласта и в 2-3 раза интенсифицировать процесс разработки. Фиг. 7 достаточно наглядно иллюстрирует результаты расчетов.

Наиболее успешно заявленный способ разработки нефтяного месторождения с использованием внутрипластовых окислительных процессов может быть использован при добыче маловязкой нефти для максимально возможной нефтеотдачи месторождения при исключении взрывоопасных ситуаций на объекте разработки.

Источники информации.

1. Патент США N 4059152, нки, 166 - 261, опубл. 1976.

2. Авторское свидетельство СССР N 852011, мпк E 21 B 43/24, опубл. 1980.

3. Авторское свидетельство СССР N 1090060, мпк E 21 B 43/24, опубл. 1984.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и безопасности проведения работ. Сущность изобретения: способ включает нагнетание кислородсодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°С создают в нем зону окисления с радиусом не менее радиуса (R) зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Расстояние (2σ) между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус (R) зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2σ≥R. Нагнетание кислородсодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π, 7 ил., 1 табл.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине, отличающийся тем что при разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65^oС создают в пласте зону окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине, а расстояние 2σ между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус R зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2σ ≥ R, нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π.