Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефтяных месторождений Советский патент 1990 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к способу увеличения добычи из месторождений, разрабатываемых вытеснением газом, подземным сжиганием или паром.

Цель изобретения - повышение эффективности способа.

При вытеснении газом ни один из известных способов не приводит к удовлетворительному результату. Кроме того, они требуют применения дорогостоящих пенообразующих поверхностно- активных веществ, полимеров, диспергирующих агентов, что делает эти спО собы неэкономичными. Применение известных способов затрудняется также тем, что взаимодействие нефтеносной породы и жидкости в пласте могут изменять состав соединений, что делает процесс вытеснения неконтролируемым.

Предлагаемый способ осуществляется введением в месторождение водного раствора соли и последующим образованием кристаллов соли в порах нефтеносной породы за счет полного или час- .тичного удаления растворителя.

i Для водного раствора применяют од-. ну или больше неорганических солей, например хпорид натрия, хлорид калия, сульфат натрия и др., или двойную соль, например смешанный сульфат калия и алюминия. Соль .может образоваться также in situ в месторождении. Особенно предпочтительно применение

СП

се

сд

ы

15900504

изменения объема 1,225; плотность нефти в породе при 20°С 819 исходное относительное содержание воды 0,3.

Первичную добычу из породы осуществляют снижением давления до 36 атм. Выход (добыча) (Е ,), обусловленный вытеснением за счет действия раство- ренного газа и воды, равен 0,38.

После первичной добычи месторождение разрабатывают затем способом вторичного извлечения с использованием природного газа, содержащего 80% двухлорида натрия в качестве соли для водного раствора.

Кристаллы соли в нефтеносной породе образуются за счет частичного или полного удаления растворителя с помощью известных способов, например за счет вьшаривания, разложения и др.

Растворитель удаляют водоудаляю - щим агентом.

Обладающие высокой проницаемостью участки гетерогенной нефтеносной породы оказывают нежелательное влияние на объемное вытеснение и на затрудненные кристаллами соли или блокированные окиси углерода.

Два соседних участка нефтяного месторождения, имеющие идентичные па10

токи,

При желании осадившиеся кристаллы соли частично или полностью растворяют, закачивая дополнительньй растворитель в месторождение, при атом воз-20 можно повторное образование кристаллов соли в других зонах месторождения. Этим путем в зависимости от имеющи:хся условий можно контролировать, проницаемость различных участков к:ефтенос- 25 ных пород.

Повьшение добычи из нефтеносных пород, разрабатьгааемых введением газа, подземным сжиганием или нытеснени- ем паром, достигается введением вод- Q ного солевого раствора в месторождение и образованием кристалло соли в порах нефтеносной породы за счет полного или частичного удаления растворителя при температуре пласта вьша40

риванием или водоудаляющим ai eHTOM. Возможно повторное растворение (частичное или полное) выделившихся кристаллов соли закачиванием в месторождение дополнительного раство эителя с возможным образованием кристаллов соли в других частях месторо;вдения. Водоудаляющим агентом служит этанол и/или метанол.

Вытеснение нефти солевым раствором, д углерода, . вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительньй эффект на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорощо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.

Пример 1. Пористый песчаник имеет следующие параметры: пористость 0,21 (предельные значения 0, и 0,23) проницаемость 0,060 jUM (предельные значения 0,01-0,1 хм): температура

раметры и разрабатываемые обводнением из пяти точек, использованы для сравнения известного способа с использованием двуокиси углерода и предлагаемого способа.

Каждый из участков с пятью пункта ми обводнения имеет объем лор 17500 м и содержит исходно 10000 м нефти. При первичной добыче извлекают 3800 м нефти (Е R, 0,38).

Добычу с первого участка обычным способом с использованием двуокиси углерода осуществляют следующим образом .

Давление в слое нефтеносной породы повьшают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода, через скважину накачки, а через скважину добычи производят контролируемое получение- нефти. При закачивании природного газа, содержащего двуокись углерода, в количестве 0,36 объема пор (при 100 атм и 64 С) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем проводят даклическое введение вода - газ при 100 атм (газ- природный, содержащий 80% двуокиси а вода - свежая).

50

55

слоя исходное давление; в сдое 100 атм; отнощение растворенного газа и нефти 56 коэффициент

В результате закачивания газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на 0,12. В конце вторичной добьии снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03. В результате получают выход вторичной добычи нефти (ER,J), равный 0,18, т.е. общий полученньй выход нефти (Е , равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода, может быть применен предлага05

Q

0

д углерода, раметры и разрабатываемые обводнением из пяти точек, использованы для сравнения известного способа с использованием двуокиси углерода и предлагаемого способа.

Каждый из участков с пятью пункта ми обводнения имеет объем лор 17500 м и содержит исходно 10000 м нефти. При первичной добыче извлекают 3800 м нефти (Е R, 0,38).

Добычу с первого участка обычным способом с использованием двуокиси углерода осуществляют следующим образом .

Давление в слое нефтеносной породы повьшают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода, через скважину накачки, а через скважину добычи производят контролируемое получение- нефти. При закачивании природного газа, содержащего двуокись углерода, в количестве 0,36 объема пор (при 100 атм и 64 С) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем проводят даклическое введение вода - газ при 100 атм (газ- природный, содержащий 80% двуокиси а вода - свежая).

углерода,

В результате закачивания газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на 0,12. В конце вторичной добьии снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03. В результате получают выход вторичной добычи нефти (ER,J), равный 0,18, т.е. общий полученньй выход нефти (Е , равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода, может быть применен предлагаемый способ как способ третичной до- бычи.

Характеристики проходящего потока позволяют предположить, что в эксплуатации задействована 70%-ная доля эффективной толщины слоя.

На первой стадии процесса через скважину нагнетания в пласт закачивают 0,3 от объема пор природного газа, сод ержащего диоксид углерода, и 0,3 от объема пор концентрированного рас-г- вора хлорида натрия, затем 0,05 от объема пор этанола, дополнительно 0,3 от объема пор осушенного углекислого газа и 0,5 от объема пор воды,

При третичной добыче с использованием предлагаемого способа дополнительно получают 20% нефти (Е (з f 0,2), т.е. результирующий выход нефти (Enj) составляет 0,76.

Пример 2. Предлагаемым способом производят вторичную добычу неф- ;ти со второго участка.

0,3 объема пор дозами приблизительно 0,05 объема пор и меньше, и в конце в слой вводят газ в количестве 0,15 объема пор. Повьшение выхода нефти равно 24%.

На последней стадии способа закачивают свежую воду в количестве 0,3 объема пор и получают повышение выио- да нефти на 12%.

В результате вторинной добыни no-j лучают дополнительное количество нефти (Е, 0,39) и общий выход нефти повышается до Ер2 0,77. Этот резуль- тат превьш1ает выход нефти, получаемьй с использованием обычного способа вторичной добычи на 0,21.

Формула изобретения

Способ добычи нефти из вертикально залегающих гетерогенных нефтяных месторождений путем закачки газа и водных солевых растворов и образования в пла

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности способа. Закачивают в скважину газ и водный солевой раствор. В пласте образование зоны кристаллов осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом. В качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, в качестве водоудаляющего агента - этанол и/или метанол. Вытеснение нефти солевым раствором, вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительное действие на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.

Первая стадия способа, т.е. повы- .25 сте зоны кристаллов соли, выпавших из

шение давления р слое до 100 атм с помощью природного газа, содержащего 80% двуокиси углерода, при контролируемом выходе нефти, идентична первой стадии дополнительного извлечения неф-до соли осуществляют полным или частич- ти с первого участка., ным удалением растворителя из водного

раствора, и перемещение этой зоны в пласте, отличающийся тем что, с целью повышения эффективности способа, образование зоны кристаллов

При закачивании газа в количестве 0,36 объема пор получают дополнительное количество нефти 0,03. Затем в ме;- стороладение закачивают концентриро- ванньй раствор соли в количестве 0,3 объема пор и содержащий двуокись углерода природный газ в количестве

соли осуществляют полным или частич- ным удалением растворителя из водного

раствора, и перемещение этой зоны в пласте, отличающийся тем что, с целью повышения эффективности способа, образование зоны кристаллов

солевого раствора при температуре ппаста вьтариванием или водоудаляющим агентом, причем в качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, а в качестве водоудалякяцего аген та - этанол и/или метанол.