СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ГИДРОФИЛЬНЫХ ПОРОДАХ-КОЛЛЕКТОРАХ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может быть использовано при эксплуатации нефтяных месторождений методом заводнения.

Известны способы разработки залежей нефти, базирующиеся на нагнетании воды в пласт с целью вытеснения нефти к забоям добывающих скважин и поддержания пластового давления (ППД). [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998, 365 с. Способ разработки нефтяной залежи №2123584, класс Е21В 43/20]. Однако в этих способах добывающие и нагнетательные скважины размещают в пределах контура нефтеносности по обычной геометрической сетке, т.е. без учета капиллярных характеристик продуктивного пласта, которые определяют особенности течения воды и нефти в поровом пространстве породы-коллектора.

Прототипом данного изобретения являются способы очагового заводнения, включающие избирательное размещение нагнетательных скважин на завершающих стадиях разработки нефтяных залежей [Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: Недра 2000, 414 с. Способ разработки нефтяного месторождения №2057921, класс Е21В 43/30].

Недостатком способа является необходимость большого количества предварительно пробуренных добывающих и нагнетательных скважин, длительного их исследования (на основе чего выбирают участки для очагового заводнения), а также невысокая эффективность эксплуатации залежи на первой стадии разработки, сравнительно низкая текущая и конечная нефтеотдача, а также большие объемы непроизводительной воды нагнетаемой в пласт, что, в свою очередь, приносит излишние экологические потери.

Техническим результатом изобретения является повышение конечной нефтеотдачи, снижение энергетических затрат на разработку нефтяных залежей и сокращение объемов нагнетаемой в продуктивный пласт воды.

Поставленный технический результат достигается тем, что перед составлением проекта разработки нефтяной залежи из разведочных скважин, пробуренных на ее территории, отбирают керн из продуктивного пласта, измеряют в нем капиллярное давление начала вытеснения нефти (давление начала фильтрации), составляют карту капиллярных давлений начала вытеснения и затем при составлении проекта разработки нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений этого параметра.

Поскольку продуктивный пласт-коллектор представляет собой поровую многофазную систему, то как известно, в таких системах на распределение воды нефти и газа и их фильтрацию существенное влияние оказывают различные капиллярные эффекты. Капиллярное давление представляет основную силу сопротивления при вытеснении нефти водой.

Согласно закону Юнга-Лапласса капиллярное давление (Рк) пропорционально произведению межфазного натяжения (γ) на радиус кривизны межфазной поверхности

Если порода предпочтительно смачивается водой, а не нефтью, т.е. гидрофильна, то капиллярное давление является положительным. В случае гидрофобной (олеофильной) поровой среды капиллярное давление отрицательное. В связи с известным свойством жидкостей и газов занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимально возможного значения, в гидрофильной породе-коллекторе нефти энергетически выгодно занимать относительно крупные поры, охарактеризованные сравнительно низкими значениями капиллярных давлений, а воде - мелкопоровое пространство. Обратная картина в распределении воды и нефти наблюдается в гидрофобном (олеофильном) поровом пространстве.

Следовательно, вода, нагнетаемая в скважину, расположенную на участке гидрофильного пласта, охарактеризованном относительно высокими значениями капиллярных давлений, не сможет вытеснить нефть, находящуюся в крупнопоровых коллекторах, поскольку для этого ей необходимо преодолеть определенной величины капиллярное давление. Поэтому вода будет продвигаться по пути наименьшего сопротивления и обойдет участки крупнопоровых коллекторов, оставляя там целики нефти, и, в частности, может удалиться за контур нефтеносности. Следует отметить, что, например, в Западной Сибири при разработке залежей нефти известным способом заводнения в среднем на 1 м³ добытой нефти расходуют 7 м³ закаченной в пласт воды.

Способ осуществляется следующим образом.

В разведочных скважинах, расположенных на территории залежи нефти, отбирают керн из продуктивного пласта-коллектора. В лабораторных условиях определяют смачиваемость пород-коллекторов любым из известных способов. Например, методом Дональдсона, Anderson W.G. Wettabiliti Literature Survey. Pt.4: Effect of Wettabiliti on Cfpiliri Pressure // IPT - 1987).

В случае их гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной. Затем определяют капиллярное давление начала вытеснения на установке для изучения фильтрационных процессов. При этом керн насыщают нефтью, затем его зачехляют в резиновую манжету кернодержателя и помещают в сосуд высокого давления, в котором при помощи гидропресса создают давление, соответствующее по величине эффективному, т.е. разности литостатического и пластового давлений. Затем на один торец образца подают под определенным давлением сжатый азот из баллона. Величину давления вытеснения определяют по манометру в момент начала вытеснения нефти из керна, что фиксируют по движению капли жидкости в капилляре, соединенном с противоположным торцом исследуемого образца. На основе полученных данных составляют карту капиллярных давлений начала вытеснения и проектируют расстановку нагнетательных скважин на участках относительно низких значений этого параметра.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение конечной нефтеотдачи продуктивного пласта и сокращение энергетических затрат на разработку нефтяных залежей. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин и отбор керна. Согласно изобретению в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн. Измеряют в керне смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной. Затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти. Составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из порового пространства продуктивного пласта при его заводнении.

Способ разработки залежей нефти в гидрофильных породах-коллекторах, включающий бурение разведочных скважин и отбор керна, отличающийся тем, что в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн, измеряют в нем смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной, затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти, составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из порового пространства продуктивного пласта при его заводнении.