Способ разработки нефтяного месторождения заводнением Советский патент 1991 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к горному делу, а именно к разработке нефтяных месторождений заводнением, пласты которых содержат глины.

Цель- повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды.

На фиг. 1 показана схема размещения скважин по прототипу; на фиг. 2 - то же, по изобретению.

Сущность изобретения заключается в следующем.

На основе проведенных экспериментальных исследований установлено, что при фильтрации воды через глинизированную пористую среду вода изменяет свои физико- химические свойства. Изменение свойства воды способствует лучшему вытеснению нефти из пласта и тем самым повышает конечный коэффициент нефтеотдачи.

Механизм повышения нефтеотдачи при фильтрации закачиваемой воды через пласты, содержащие глину, заключается в следующем.

Вода, контактируя с глинистыми частицами, подвергается воздействию магнитных полей и под действием их изменяет свои физико-химические свойства. Кроме того, вода, растворяя в себе мельчайшие частицы, обладающие магнитными свойствами, также изменяет свои физико-химические свойства. Известно, что вода, подвергнутая воздействию магнитных полей, приводит к улучшению вытеснения нефти из пористой среды. Наиболее оптимальный режим вытеснения наблюдается при содержании глины в пласте 10- 15 мас.%. Большие значения содержания глины в пласте не приводят к увеличению нефтеотдачи по сравнению со значениями содержания глины 10-15 мас.%, а лишь увеличивают время вытеснения, что связано с уменьшением фазовой проницаемости для воды при содержании в пласте глины более 15 мас.% (при содержании глины в пласте

сл

с

о

XI

XI

N) XI СЛ

до 15 мас.%, она практически не влияет на фазовую проницаемость для воды). Снижение фазовой проницаемости для воды при содержании глины более 15 мас.% приводит к уменьшению приемисости нагнетательных скважин с соответственно к снижению эффективности процесса заводнения. При фильтрации закачиваемой воды через участки залежи с содержанием глины в пласте менее 10 мас.% наблюдается снижение нефтеотдачи пластов. Исходя из вышесказанного, предлагается расставлять нагнетательные скважины за контуром нефтеносности так, чтобы перед попаданием закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт, вода фильтровалась через участки залежи, пласты которой содержат 10-15 мэс.% глины. При этом при новой расстановке нагнетательных скважин следует сохранить тот расчетный объем закачки воды, внедряющейся в залежь, который выбирается по прототипу (по проекту), с тем, чтобы поддерживать давление в пласте на требуемом уровне,

Эксперименты проводились на искусственно созданных моделях. При этом пористая среда законтурной части модели пласта состояла из смеси кварцевого песка и монтмориллонитовой глины, а нефтяная зона - только из кварцевого песка. До проведения опытов кварцевый песок и глина высушивались в сушильном шкафу при 378 К, после чего путем просеивания через сито осуществлялось разделение их на фракции. Экспериментальные исследования проводились на специально собранной установке. Модели пласта для законтурной и нефтяной зон помещались в два кернодер- жателя (КД), последовательно соединенных между собой. В качестве КД использованы металлические трубы внутренним диаметром 0,04 и длиной 0,8 м. Постоянство концентрации глины и кварцевого песка по длине образца в каждом опыте обеспечивалось путем предварительного перемешивания глины с кварцевым песком. Концентрация глины в пористой среде создавалась весовым способом.

С целью полного удаления воздуха из перового пространства до насыщения жидкостью обе пористые среды вакуумирова- лись с помощью вакуумного насоса (ВН) в течение 3 ч. После вякуумирования оба образца породы насыщались жидкостью из сосудов ВС, НС под давлением, создаваемым с помощью баллона высокого давления (БВД). При этом одна из пористых сред (КД2) насыщалась вытесняемой, а другая (КД1) - вытесняющей жидкостью. В качестве вытесняемой жидкости была использована нефть с динамической вязкостью 15 мПа С, удельным весом 0,88 г/см . В качестве вытесняющего агента использовалась вода, содержащая 2,5% соли и образующая поверхностное натяжение на границе с нефтью 27. Н/м.

При проведении опытов периодически измерялся объем выходящей из пористой среды жидкости (нефти и воды). Процесс

0 вытеснения продолжался до 100%-ного обводнения выходящей из пористой среды (КД2) продукции. Эксперименты проводились при различном содержании глины в водонасыщенной пористой среде (КД1), а

5 именно: 0; 5; 7; 10; 15; 25; 30%.

В таблице приведены результаты экспериментальных исследований,

Как видно из таблицы, конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается при

0 увеличении содержания глины в пласте от О

до 10-15% включительно. Затем, начиная со

значения содержания глины более 15

мас.%, коэффициент нефтеотдачи не измеv няется. Учитывая тот факт, что содержание

5 глины в пласте до 15 мас.% включительно, практически не влияет на фазовую проница емость пласта по воде, а коэффициент нефтеотдачи не возрастает за пределами содержания глины в пласте 10-15 мас.%,

0 оптимальным для эффективного процесса вытеснения нефти водой следует считать содержание глин в пласте в интервале 10-15 мас.%.

Пример. На карте разработки строят

5 линии равных содержащий глинистости в пласте. Окантуривают участки залежи с содержанием глин в пласте 10-15 мас.% (заштрихованные области на фиг. 1). Расставляют нагнетательные скважины так,

0 чтобы перед попаданием закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт вода фильтровалась через участки залежи, пласты которой содержит 10-15 мае. % глины.

5 На фиг. 1 показаны схемы размещения нагнетательных скважин по прототипу и на фиг. 2 по предлагаемому способу. К- контур питания; А- нагнетательная скважина; О - добывающая скважина. Заштрихованная

0 область - участок пласта с содержанием глин 10-15 мас.%.

На участке месторождения расчетный объем закачки воды в залежь через ряд нагнетательных скважин составляет 3000

5 м /сут. Как видно из фиг. 1 при расстановке нагнетательных скважин по прототипу три нагнетательных скёажины (№ 1, 2 и 3) случайно расположены так, что закачиваемая вода фильтруется через участок залежи с содержанием глин 10-15 мас.%. Остальные

4 скважины не попали на требуемый по данному способу участок.

По данному способу необходимо скважины 5, 6 и 7 расставить в районе участка залежи с содержанием глин 10-15 мас.% (см. фиг. 2). Скважину же № 4 можно оставить на месте, если по физическим условиям ей нет места на оконтуренной области пласта (т.е. надо по возможности стремиться как можно большее количество скважин разместить на участке пласта с содержанием глин 10-15 мас.%). Отметим, что под расстановкой нагнетательных скважин здесь понимается задание точек для бурения нагнетательных скважин в участках пласта с содержанием глин 10-15 мас.% или, если нагнетательные скважины выбираются из числа бывших добывающих, указывается, какие скважины надо переводить в нагнетание, чтобы вода фильтровалась через участки залежи с требуемым содержанием глин, т.е. расстановка нагнетательных скважин по предлагаемому методу должна отражаться в проекте заводнения. Перед осуществлением процесса законтурного заводнения составляется проект с расстановкой нагнетательных скважин по прототипу и по данному методу, после чего сравнивается эффективность и начинается осуществление внедрения.

Итак, по предлагаемому способу скважины 5, 6 и 7 размещаются так, чтобы закачиваемая вода фильтровалась через участки залежи с содержанием глины 10-15 мас.% (см. фиг. 2). Этот участок.отстоит (по сравнению с прототипом) на 100м дальше от линии добывающих скважин, что может привести к возрастанию оттока закачивемой воды в законтурную область согласно теории законтурного заводнения. Пусть в этом случае утечка (отток) за-качиваемой воды составляет 20% от всего объема закачки. Тогда, если по прототипу (расчетный объем закачки) в скважины 5, 6 и 7 надо было закачивать 700 м3 воды в сутки, то по предлагаемому методу., чтобы компенсировать утечку (т.е. сохранить расчетный объем закачиваемой воды внедряющейся в нефтенасыщенный пласт), необходимо в нагнетательные скважины 5,6 и 7 закачивать воды на 20% больше, т.е. 840

м /сут, В этом случае сохраняется условие сохранения расчетного объема закачиваемой воды, внедряющейся в нефтенасыщенный пласт.

Таким образом преимущества способа

следующие.

Коэффициент нефтеотдачи достигает максимального значения при фильтрации воды через породу с содержанием глины до 10-15 мас.% включительно и при дальнейшем увеличении глинистости он не изменяется.

На проницаемость пласта (т.е. на его проводимость для закачиваемой воды) не влияет содержание глины до 10-15 мас.%

включительно. При содержании глины в пласте более 15 мас.% его проницаемость резко падает (т.е. сопротивление фильтрующейся воде возрастает).

В связи с этим расстановка нагнетательных скважин перед участками пласта с содержанием глины до 10-15 мас.% включительно приводит к повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения заводнением, включающий расстановку нагнетательных скважин на месторождении, пласты которого содержат глину, закачку расчетного объема воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды, до расстановки нагнетательных скважин на месторождении определяют содержание глины в пластах и строят линии равного содержания глины в пластах, а расстановку нагнетательных скважин проводят с учетом

фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10-15 мас.%.

Изобретение относится к горному делу. Цель- повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды. Для этого до расстановки нагнетательных скважин на месторождении определяют содержание глины в пластах и строят линии ее равного содержания. Расстановку нагнетательных скважин проводят с учетом фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10-15 мас.%. Большее содержание глины а пласте не приводит к увеличению нефтеотдачи, а лишь увеличивает время вытеснения. 1 табл., 2 ил.

Содержание глины в пласте, мас.%

О 5 7 10 15 25 30

Конечный коэффициент нефтеотдачи, %

55 60 65 70 70 70 70

Фиг.1

О

о

ф

ф

Т

3

о о

/

д

л

о о