Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 

ровых каналов. В итоге а п жзабойной зоне породы становятся все более гидрофобными, а к поверхности прилипает конденсат, становясь напорно неподвижным. Гидрофилизация поверхности пор и обеспечение в пласте критической газонасыщенности приводит к тому, что жидкий конденсат, попадая в такую пористую среду, не успевает прорвать утолщенную пленку воды и является напорно подвижным, т.е. выносится из в скважину в жидком состоянии в потоке газа. Для того, чтобы создать гидрофильный слой на поверхности породы, в разрабатываемом г1родуктивном лласте необходимо обеспечить контакт гидрофилизующего раствора с поверхностью, что возможно при удалении органических веицеств (жидких и твердых), удерживаемых на поверхности поррвых. каналов.. Растворитель жидких и твердых углеводородов должен выбираться на образцах керна в зависимости от свойств пористой среды, качественной и количественной насыщенности адсорбированного порового пр остранства углевоДрродами, С;В1Ойств BJ павшего конденсата, а также органического вещества. ОрГаническй ё вещества (ОВ), содержащиеся в пластах газовых, газоконденсатных и иeфtяныx месторождений и 6бу ;лавливающие как их частичную гидрофойность, так и налипание конденсата, мог гут бытЬ представлены тя)Келыми углеводородами, смолами и асфа ьтенами. Их удаление с поверхности пор терригенных и карбонатных пластов достигается использованием органических растворителей (бензин, стабильный конденсат, дихлорэ тан, бензол. слороформ, Диметилформамид, четыреххлористуй углерод и др.), а также спирто0ензольной смеси. Последовательное растйорёнйе различных ОВ позволяет провести Наиболее полную и контролируемую (в частности. По данным хроматографических исследований) отмывку пород. Выбор растворителей диктуется как составом органического вещества в породах, так и условиями Отмывки (температуры пласта и кипения растворителя, наличие токсичных веществ и т.д.). В ряде случаев отвргамииеского вещества породу можно отмыть спиртами (например, метанолом). При наличии в породе смол и асфал ьтенов, а также некоторых тяжелых углеводородов, ни спирты, ни Легкие органические растворители {хлороформ и т.п.) не обеспечивают полку отмывку. В этих случаях необходимо п| 1менение набора последовательно используемых растворителей, ц том числе содержащих тяжелые углеводороды (высококипящие бензины, Диметилформамид и др.), а также

спиртобензольную смесь. В пластовых условиях для обеспечения контакта растворителя с породой и адсорбированным на ней органическим веществом в первую очередь

необходимо удалить остаточную воду. Это выполнимо, если растворитель обеспечивает смешивающее вытеснение как с водой, так и подвижными органическими веществами в поровых каналах. Такими Свойствами

0 обладают спирты (например, метанол). Если растворяющей активности спирта мало для удаления ОВ, то после спирта, обеспечивающего удаление воды, в пласт надо вводить органический растворитель, который одновременно вытесняет предыдущий раствори-: тель, использованный для удаления остаточной воды в пласте. Максимальное удаление пластовых флюидов при максимальном зндчении коэффициента обхвата

0 Пор достигается при проникновении растворителя не только в крупные поры, но и в мелкие. При ндпорной фильтрации раство ригель не проникает в застойные области крупных пор и в мелкие поры. Поэтому с

5 целью наиболее аффективной отмывки по верхности гюр, pactвopитёль должен вводиться в пласт в режиме капиллярной пропитки. Скорость растекания растворителя в газоносном пласте определяется насыщенностью его жидкой фазой и является максимальной При газонасыщенности, близкой к критической, существенно уменьшаясь при газонасыщенностях больше или меньше критической, поэтому при высокой

5 насыщенности пор жидкой фазой вводо(сидкого растворителя НИЗКОЙ скорости капиллярной пропитки (и, следовательно, долгого прЬстоя сква;|кйны) мало эффективен. Закачка при малых градиентах давле

0 ния р астворителя (углеводородного, спиртов и др.) позволяет ускорить в зтом случае отмывку пласта от ОВ. После ввода в прискважинНую зону растворителя закачи вают гидрофилизующий рабочий раствор,

5 который, исходя из тех же соображений, что и Для растворителя, вводят в режиме капиллярной пропитки. В тех случаях, когда применяется органический растворитель, он не всегда может быть полностью замещен гид0 рофили 1ру19щим веществом. Поэтому после промывки пласта спиртом, а затем ор|3ническимрастворителем в него вводят растворитель, обеспечивающий смешивающее вытеснение с органическим раствори5 тел ем и гидрофилизующим раство юм. В качестве такого растворителя можно использовать спирты (метанол, этанол и ТД). Повышение коэффициента эксплуатации скважин достигается за счет более эф йктивной обработки отмытой поверхност 4т р

и, следовательно, увеличения продолжительности эффекта обработки.

Изложенное подтверждается результатами лабораторных и скважинных экспериментальных исследований. Лаборатбрныё работы проведены на модели пористой срэ ды длиной 1,1 м и диаметром 0,035 м.Газо конденсатная смесь с газовым фактором 310 Нмг/м идавленуюм насыщения 18.3 МПа составляется из конденсата и природного газа. Смачиваемость пористых сред регулируется величиной остаточной водонасыщенности и растворами ПАВа, которые адсорбируются на поверхности пор и гидрофилизуют ее. Остаточную водонасыщенность создают путем равнонаправленной продуеки азотом водонасыщенных моделей пласта с выдержкой во времени. Во всех опытах определяется объем пор и проницаемость по азоту при постоянном перепаде давления. Остаточная водонасыщенность контролируется взвешиванием. В серии опытов по оценке влияния водонасыщенности на конденсдтоотдачу получены результаты, приведенные в табл.1.

Из табл. 1 четко видно, что коиденсатоотдача существенно растет с увеличением количества остаточной воды. Исследовано влияния режима закачки гидрофилизующего раствора на конденсатоотдачу. С этой целью в модели пласта описанным способом достигается водонасыщенность 0,22. Затем модель насыщают газожидкостной смесью и проводят контролированный (взвешиванием) процесс истощения. В еледующей серии опытов в истощенную модель закачивают 50 см воды, и продавливают газом при давлении 22,0 МПа после чего насыщают модель исходной газожидкостной смесью до стабилизации газового фактора на выходе и контролируют процесс истощения. Было установлено, что в модели после первого истощения остаточная конденсатонасыщен 1ость Зк равна 0,15. После прокачки 1,5 объемов первого пространства вбды Suf 0,12, после повторного истощения 8к 0,13. Таким образом, .напорный ввод воды оказывается малоэффективным. Далее проведен аналогичный опытна модели пласта при последовательной пропитке ее метанолом (90 см и 0,15%ным раствором сульфанола (30 с пВлияние отмывки поверхности метанолом и пой1едующей гидрофилизации ее ПАВом на конденсатоотдачу иллюстрируется данными, приведенными в табл. 2.

Экспериментальные исследований на моделях пласта подтве|31ждают существенное внияние смачиваемости пове ности пор и насыщенности на конденсатоотдачу

а также темпа отмывки поверхности пор и режима закачки растворителя и гидроФилизующего раствора на эффективность создания гидрофильного слоя. Техническое решение позволяет эффе|(тивно гидрофилизрвать поверхность порового пространства при увеличении коэффициента эксплуатации Скважин. Исследуют керновый материал. Образцы керна экстрагируют в кипящем бензоле, а затем полученная вытяжка подвергается . хроматогр афическому анализу, который показывает, что в породе весьма мала доля тяжелых углеводородов. Это позволяет считать, что на данном объекте можно применять сравнительно слабые растворители, типа метанола. После закрытия скважины в обрабатываемый продуктивный пласт эффективной толщины 12 м в течение 3 CVT закачивают дозаторными насосами 7 м метанол. Введенный растворитель вытесняет из. прискважинной зоны в. пласт 20 м гидрофилизующий рабочий раствор, закачанный в течение 3 су,т. Гидрофилизующим раствором служит 1%-ный раствор соляной кислоты. Режим капиллярной пропитки при вводе метанола и раствора соляной кислоты обеспечивается за счет соответствующей малой падачи дозаторных насосов (3 м в 1 сут) и давления закачки, не превышающего пластовое. Жидкость продавлив ют в пласт конденсатом 12 м После этого скважина остается закрытой в течение 1 сут. При освоении скважины обеспечивается вынос всей жидкости с замером ее количества и плотности, отбор и анализ проб углеводородов. Параметры работ скважины до и после обработки приведены в табл. 3. Увеличение плотности добываемого конденсата свидетельствует о вымывании выпавшего конденсата и, следовательно, увеличении конденсатоотдачи. Продолжительность технологического эффекта составила 5 мае. За этю время дололнйтел4но добывается 1055 т конденсата и 9,9 млн.м газа.

Формул а и 3 о б ре теи и я 1. Способ разработки газокоиденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включа1Ьщий закачку жидкости в зону газоносности для Достижения критической газонасыщенности, контроль за призабойной зоной геофизическими методами и извлечение углеводородов через эту скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента углеводородоотдачи, предварительно на образцах горных пород обрабатываемого интервала пласта выбуфают растворитель, обеспечивающий отмывку органических веществ, выпавших из конденсата в приэабойной зоне. и смешивающийся с рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор коллектора призаб ной зоны, затем в качестве жидкости в зону газоносности закачивают последовательно выбранный р встворитель и рабочий раствор в режиме капиллярной пропитки.

Таблица 1 2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что до и после закачки выбранного растворителя в пласт закачивают в режиме капиллярной пропитки растворитель, обеспечивающий смешивающее вытеснение с пластовыми флюидами и рабочим раствором.

Изобретение относится к способам разработки месторохадений подвижных углеводородов. Цель изобретения - повышение коэффициента углеводородоотдачи. Для того на образцах горных пород обрабатываемого пласта выбирают растворитель. Растворитель должен отмывать органические вещества, выпавшие из (конденсата в призабойной зоне и смешиваться с рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор. В пласт закачивают растворитель в режиме капиллярной пропитки до достижения критической газонасыщенности. Затем закачивают рабочий раствор в режиме капиллярной пропитки и извлекают углеводороды через эту скважину. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.слсИзобретение относится к способам разработки месторождений подвижных углеводородов . и предназначено для интенсификации добычи углеводородов.Цель изобретения - повышение козффи- циента углеводородоотдачи.В способе разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, 'включающем закачку жидкости в зону газоносности, отбор жидких углеводородов вместе с потоком газа через добывающие скважины, контроль за накоплением конденсата в призабойной зоне геофизическими, гидродинамическими или геохимическими методами, предварительно на образцах горных пород из продуктивной толщи или литологически сходных со слагающими обрабатываемый интервал пласта выбирают растворитель, обеспечивающий отмывку выпавших тяжелых углеводородных компонентов конденсата, а также органических веществ, имеющихся в пласте, и смешивающийся в пластовых условиях с пластовыми флюидами и гидрофилизующим раствором, растворитель вводят в присква- жинную зону в режиме капиллярной пропитки или при малых градиентах давления, затем в режиме капиллярной пропитки от- тесняотего в пласт рабочим раствором, гид- рофилизующим поверхность пор коллекторов призабойной зоны. Большинство коллекторов нефти и газа частично гидро- фобны. При этом чем меньше в них содержание остаточной воды, тем больше вероятность их дальнейшей гидрофобиза- ции при попадании в поровые каналы жидких углеводородов. Выпадающий в призабойной зоне конденсат постепенно прорывает пленку остаточной воды и еще больше гидрофобизирует поверхность по-^Ою о

Таблица2

Табл ицаЗ