СПОСОБ ТЕРМОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений тепловыми методами и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с применением закачки теплоносителя, предусматривающий осуществление закачки в циклическом режиме. При этом в одном полуцикле закачку ведут с пониженным давлением, а в другом полуцикле с повышенным давлением. Недостатками способа являются неэффективное использование введенного в пласт тепла и недостаточно высокая нефтеотдача.

Наиболее близким техническим решением к изобретению является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины. Данный способ также не обеспечивает высокой нефтеотдачи и приводит к высоким затратам теплоносителя на добычу нефти.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и снижение затрат теплоносителя на добычу нефти.

Цель достигается тем, что по способу разработки нефтяного месторождения, включающему закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, подбирают темп закачки теплоносителя, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу на режиме непрерывной закачки, и закачку теплоносителя ведут с выбранным темпом, а после увеличения размеров зоны прогрева на 3-15% от объема пласта, заключенного в пределах элемента разработки, содержащего нагнетательную и добывающие скважины, закачку прекращают на период от 3 до 60 сут, после чего закачку теплоносителя возобновляют. Кроме того, перед прекращением закачки давление закачки увеличивают до максимального технически возможного на период 3-30 сут, после прогрева не менее 20% объема пласта вместо теплоносителя закачивают воду, перед прекращением закачки в пласт закачивают раствор щелочи, водонефтяной эмульсии, загустителя.

Операция выбора темпа закачки, обеспечивающего максимальную нефтеотдачу на режиме непрерывной закачки, осуществление закачки с выбранным темпом и прекращение закачки на 3-60 сут после увеличения размеров зоны прогрева на 3-15% объема пласта элемента, является новой и не обнаружена в патентной и научной литературе.

Таким образом, предлагаемое техническое решение соответствует критериям "новизна" и "cущественные отличия".

Способ реализуется следующим образом. На основе теоретических расчетов и промысловых данных определяют темп закачки, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу на режиме непрерывной закачки теплоносителя, и осуществляют закачку с выбранным темпом. Далее рассчитывают рост зоны прогрева пласта во времени. По достижении размера зоны прогрева не менее 3% объема пласта элемента разработки (5, 7, 9 точечной системы размещения скважин) производят остановку нагнетательной скважины на 3-60 сут, продолжая при этом отбор нефти, после чего вновь переходят к закачке теплоносителя с ранее установленным темпом.

После приращения размеров зоны прогрева на следующие 3-5% вновь прекращают закачку и т.д. После прогрева не менее 20% объема пласта элемента разработки вместо теплоносителя начинают закачивать воду, также с перерывами в закачке. Кроме того, данный способ предусматривает осуществление закачки теплоносителя с максимальным технически возможным темпом на 3-30 сут до остановки нагнетательной скважины, а также закачку раствора щелочи, водонефтяной эмульсии, загустителя перед остановкой скважины.

Особенности процессов, происходящих при реализации данного способа, заключаются в следующем. Одной из основных особенностей процессов вытеснения нефти из пластов теплоносителями является зависимость нефтеотдачи от темпов закачки. При низких темпах закачки возрастают потери тепла в окружающие пласт породы, что приводит к снижению тепловой эффективности разработки, нефтеотдачи, ухудшению экономических показателей. При чрезмерно высоких темпах закачки возникают прорывы теплоносителя в добывающие скважины, приводящие к повышению температуры и выходу из строя насосного оборудования. Охват пласта вытеснением снижается и нефтеотдача становится низкой. Таким образом, существует рациональный, вполне определенный темп закачки теплоносителя, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу и эффективность разработки. Это обстоятельство является первой предпосылкой, лежащей в основе изобретения.

Определить рациональный темп закачки теплоносителя можно с помощью технико-экономических расчетов и анализа реальных промысловых результатов.

Дальнейшее повышение эффективности теплового воздействия связано с созданием в пласте нестационарных полей давления. При создании градиента давления между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми частями пласта из первых частей во вторые начинается приток нефти. Это приводит к повышению нефтенасыщенности высокопроницаемых зон, снижению обводненности продукции, выравниванию фильтрационных сопротивлений, повышению охвата пласта воздействием. Аналогичные положительные эффекты вызывает процесс противоточной капиллярной пропитки. Особенность разработки залежей высоковязких нефтей состоит в том, что положительный эффект от циклического изменения давления в пласте достигается только в прогретых зонах пласта. Действительно в холодных зонах пласта вязкость нефти обычно настолько высока, что даже при значительных перепадах давления фильтрация ее в низкопроницаемых зонах практически отсутствует. И только после снижения вязкости нефти в результате прогрева нефть становится достаточно подвижной и эффект изменения давления в пласте становится ощутимым. Это обстоятельство является второй основной предпосылкой изобретения. Известные технологии термоциклического воздействия на пласт, предусматривающие закачку теплоносителя в течение определенных периодов времени с высоким и затем низким темпами, являются неэффективными по нескольким причинам. Во-первых, не выдерживается оптимальный темп закачки, любое отклонение от которого снижает эффективность воздействия. Во-вторых, амплитуда возникающего в различных частях пласта перепада давления оказывается недостаточно высокой для реализации всех преимуществ нестационарного воздействия. Кроме того, продолжительность циклов закачки с высоким и низким давлением обычно недостаточна для прогреве существенных объемов низкопроницаемых пород и заключенной в них нефти.

Преимущества данного способа состоят в том, что обеспечивается создание максимального перепада давления в разнопроницаемых частях пласта за счет остановки закачки теплоносителя. Кроме того, способ предусматривает возможность краткосрочного (на 3-30 сут) повышения давления закачки до максимального технически возможного (ограничивается возможностями парогенерирующего оборудования, прочностью обсадных колонн и др.).

При нагнетании теплоносителя с повышенным темпом теплоноситель начинает двигаться главным образом по частям пласта с повышенной проницаемостью и по раскрывающимся трещинам. При этом обеспечивается более глубокий прогрев пласта, в частности прилегающих низкопроницаемых зон. Кроме того, обеспечивается повышение давления в пласте. В результате при последующей остановке закачки достигается некоторое улучшение эффективности разработки за счет увеличения градиентов давления между высоко- и низкопроницаемыми частями пласта и увеличения объема прогретых низкопроницаемых зон. Расчеты показывают, что в широком диапазоне промысловых условий закачка с повышенными расходами продолжительностью менее 3 сут не приносит эффекта.

В табл. 1 представлены результаты оценок прироста нефтеотдачи за счет увеличения расходов закачки в 2 раза для пласта с коэффициентом вариации проницаемости 0,5 и расстоянием между скважинами 200 м в одном цикле закачки и последующей остановки.

Длительная закачка (более 30 сут) с повышенным расходом в результате прорывов теплоносителя в добывающие скважины и увеличения неравномерности прогрева пласта приводит к ухудшению эффективности разработки.

Расчеты показали также, что осуществлять изменение давления в пласте целесообразно после увеличения размеров зоны прогрева не менее чем на 3% от объема пласта, заключенного в пределах разрабатываемого элемента, содержащего нагнетательную скважину.

В табл. 2 представлены значения прироста нефтеотдачи за весь период разработки в зависимости от прироста размеров зоны прогрева пласта, по достижении которых производится остановка нагнетательной скважины на 20 сут. Расстояние между скважинами 200 м, коэффициент вариации проницаемости 0,5.

При остановке нагнетательной скважины при прогреве менее 3% объема пласта улучшение показателей разработки оказывается незначительным из-за недостаточного прогрева низкопроницаемых зон.

Положительный эффект от реализации способа при прекращении закачки после прогрева более 15% объема пласта, связанный с перетоками нефти и воды, изменением фильтрационных сопротивлений, насыщенностей, не успевает проявиться в существенной мере. Продолжительность остановки закачки зависит от соотношения проницаемости частей пласта, его толщины, размеров элемента разработки и других факторов, но для широкого диапазона условий находится в пределах 3-60 сут, как видно из табл.3. Результаты относятся к одному циклу закачки и остановки после прогрева 5% объема пласта, аналогичного рассмотренным выше.

При прекращении закачки на срок менее 3 сут в пластах большой толщины существенного перераспределения давления и флюидов не происходит, а при остановке на срок более 60 сут возрастают непроизводительные потери тепла, снижается среднее пластовое давление и дебиты скважины. Чем больше толщина пласта, тем длительнее может быть период остановки закачки.

Способ предусматривает переход на закачку ненагретой воды после прогрева не менее 20% объема пласта и осуществление закачки воды, как и ранее, с остановками после дополнительного прогрева 3-15% объема пласта. При переходе на закачку воды после прогрева менее 20% объема пласта нефтеотдача начинает резко уменьшаться из-за недостаточного ввода теплоносителя в пласт (см. табл.4).

Кроме того, способ предусматривает закачку в пласт растворов щелочей, водонефтяных эмульсий или других загустителей с целью повышения равномерности вытеснения нефти из пласта. В пласты с повышенной кислотностью нефти целесообразно закачивать щелочные агенты с целью образования в пласте оторочки эмульсии повышенной вязкости. В пластах с малоактивной нефтью целесообразно закачивать водонефтяные эмульсии, термостабильные полимеры. Закачку целесообразно осуществлять перед остановкой нагнетательной скважины с тем, чтобы за счет перераспределения давления и жидкостей в пласте эти агенты в большей степени концентрировались в высокопроницаемых зонах.

Перетоки нефти из низкопроницаемых зон приводят к повышению нефтенасыщенности высокопроницаемых зон, снижению обводненности продукции и, следовательно, повышению нефтеотдачи и снижению затрат теплоносителя на добычу нефти.

П р и м е р. Реализацию способа рассмотрим на примере разработки одного элемента 5-точечной системы площадью 6 га. Толщина пласта 14 м, вязкость нефти в пластовых условиях 250 мПа ^.с. Доля пластов с повышенной проницаемостью в общем объеме пласта составляет 25% По расчетам и промысловым исследованиям определяли, что рациональный темп нагнетания горячей воды с температурой 230^оС составляет 210 м³/сут.

Закачку теплоносителя при осуществлении разработки по способу-прототипу вели с выбранным темпом (210 м³/сут) до прогрева 30% объема пласта. Затем перешли на закачку холодной (ненагретой) воды и по достижении обводненности продукции 98% разработку элемента прекратили. Нефтеотдача при этом достигла 39% а расход теплоносителя на добычу нефти 4,9 т/т.

При разработке по данному способу закачку теплоносителя вели с расходом 210 м³/сут. Каждый раз после увеличения размеров зоны прогрева на 5% объема пласта закачку прекращали на 30 сут и вновь возобновляли с прежним темпом. После прогрева 30% объема пласта перешли на закачку ненагретой воды, в ходе которой также проводили остановки нагнетательной скважины на 25-30 сут после увеличения объема прогретой зоны на 4-5% По достижении обводненности 98% нефтеотдача составила 40,5% а удельный расход теплоносителя снизился до 4,7 т/т.

По другому варианту реализации данного способа перед остановкой нагнетательной скважины темпы закачки увеличивали до 400 м³/сут (дальнейшее увеличение темпа из-за опасности разрыва колонн не допускалось) на 5 сут. При этом происходил разрыв пласта и отмечались прорывы теплоносителя в добывающие скважины. Это позволяло повысить давление в пласте на 1,5-2 кгс/см², обеспечить более глубокий прогрев пласта. В период остановки закачки тепло из высокопроницаемых зон передавалось в низкопроницаемые породы, а градиент давления между низко- и высокопроницаемыми зонами возрастал. Способ позволил ускорить процесс разработки и довести нефтеотдачу до 41% при снижении удельного расхода теплоносителя до 4,6 т/т.

Третий вариант реализации способа осуществляли так же, как и второй, однако на этапе закачки холодной воды для повышения охвата пласта вытеснением перед остановкой нагнетательной скважины в нее закачивали 80-100 м³ загустителя раствора полиакриламида вязкостью 50 МПа^. с. За счет повышения охвата вытеснением нефтеотдача выросла до 42,5%
Еще в одном варианте реализации способа перед остановкой закачки в пласт закачивали 100-200 м³ термостабильной водонефтяной эмульсии и 100-200 м³ 2% -ного раствора гидроокиси натрия. За счет повышения коэффициента вытеснения и увеличения охвата пласта воздействием нефтеотдача выросла до 45% а удельный расход теплоносителя снизился до 4,4 т/т.

Таким образом, данный способ позволяет увеличить нефтеотдачу на 1,5-6% и снизить расход теплоносителя на добычу нефти.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений тепловыми методами и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения повышение нефтеотдачи и снижение затрат теплоносителя на добычу нефти. Для этого выбирают темп нагнетания теплоносителя, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу на режиме непрерывной закачки теплоносителя, и ведут закачку с выбранным темпом. После увеличения размеров зоны прогрева на 3 15% от объема пласта элемента разработки закачку останавливают на 3 60 сут. Перед прекращением закачки возможно увеличение темпов закачки до максимально возможного. После прогрева не менее 20% объема пласта вместо теплоносителя закачивают ненагретую воду. Перед остановкой нагнетательной скважины в пласт закачивают раствор щелочи, водонефтяную эмульсию, загуститель. 3 з. п. ф-лы, 4 табл.

1. СПОСОБ ТЕРМОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ, включающий закачку теплоносителя в негнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и снижения затрат теплоносителя на добычу нефти, подбирают темп закачки теплоносителя, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу на режиме непрерывной закачки, а после увеличения размеров зоны прогрева на 3-15% от объема пласта, заключенного в пределах элемента разработки, содержащего нагнетательную и добывающие скважины, закачку прекращают на период 3-60 сут, после чего закачку теплоносителя возобновляют. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед прекращением закачки давление закачки увеличивают до максимального технически возможного на период 3-30 сут. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после прогрева не менее 20% объема пласта вместо теплоносителя закачивают ненагретую воду. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед остановкой нагнетательной скважины в пласт закачивают раствор щелочи, водонефтяной эмульсии, загустителя.