Способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью Советский патент 1993 года по МПК E21B43/24 

. Заявленный способ отличается от известного способа циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабой- ную зону пласта с высоковязкой нефтью тем, что закачку парогазового теплоносителя осуществляют поэтапно, причем в каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара прямо пропорционально увеличивают, при этом после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата 10-15 % от общего радиуса теплового воздействия.

При этом в качестве оторочки воды используют низкотемпературную водотазо- вую смесь.

Закачку парогазовсго теплоносителя осуществляют поэтапно, что позволяет более эффективно перераспределить тепло по всему объему коллектора, дать возможность раствориться более равномерно газовой фазе в нефти и рационально использовать работу газа по вытеснению нефти из пласта.

Признак з каждом от первого к последующему этапу содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе прямо пропорционально увеличивают позволяет со- .здать , условия для практически одновременной конденсации водяного пара по всему объему обрабатываемой зоны, сформировать впереди пароводяной фазы зону неконденсирующихся газов (вследствие большой их подвижности), которая в дальнейшем будет способствовать повышению пластового давления и вытеснению флюидов к забою скважины.

Признак после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки позволяет значительно сократить или полностью исключить стадию паропропитки, обеспечить вытеснение нефти к забою скважины поршнёванием, снизить тепловые потери с добываемой продукцией.

Признак воду закачивают в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата теп- ловым воздействием, равный 10-15% от общего радиуса теплового воздействия позволяет обеспечить эффективное вытеснение нефти к .забою скважины поршнёванием.

При создании оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием менее 10% от общего радиуса теплового воздействия происходят прорывы неконденсирующегося газа к забою скважины м не обеспечивается эффективное вытеснение разогретой нефти поршнева- нием.Создание оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием Солее 15% от общего радиуса теплового воздействия не обеспечивает эффективной

работы неконденсирующегося газа как вытесняющего агента.

Признак в качестве оторочки воды используют низкотемпературную зодогазо- вую смесь позволяет создать условия в

призабойной зоне пласта, которые обеспечат максимальную работоспособность газовой фазы по вытеснению нефти, исключив быстрый прорыв газа при вводе скважины в эксплуатацию.

Способосуществляютследующим образом,о

В призабойную зону пласта, содержащего вязкую нефть, закачивают расчетное количество парогазового теплоносителя,

представляющего собой смесь воды, водяного пара, растворимого в нефти газа (например,двуокиси углерода), неконденсирующихся газов (например, азота). Закачку расчетного количества парогазоврго теплоносителя ведут поэтапно. Количество этапов зависит от геологических особенностей пласта и радиуса обрабатываемой зоны.

На первом этапе,закачивают парогазовый теплоноситель с низким содержанием водяного пара. Затем в каждом от первого к наследующему этапу содержание водяного пара в пароводяной смеси прямо пропорционально увеличивают, при этом вследствие

. большей подвижности неконденсирующихся газов по сравнению с паром и жидкой фазой зона неконденсирующихся газов формируется впереди пароводяной фазы. После закачки расчетного количества парогазового теплоносителя закачивают воду или низкотемпературную водогазовую смесь, создавая оторочку, обеспечивающую радиус охвата тепловым воздействием, равный 10-15% от общего радиуса теплового

воздействия. При этом по всему объему дб- рабатываемой призабойной зоны образуется три тепловые кольцевые зоны.

На чертеже показано распределение парогазового теплоносителя по объему рбрабатываемой призабойной зоны.

Vi - внешняя кольцевая зона, расположенная между радиусами RI и R2 и насыщенная неконденсирующимися газами;

V2 - внутренняя кольцевая зона, располо женная между радиусами R2 и Ra, насыщенная смесью водяного пара, воды и неконденсирующихся газов (С02, N2. попутный газ и т.д.).

Va - центральная зона радиусом Яз. насыщенная водой или низкотемпературной водогазовой смесью.

Затем скважину закрывают на пропитку. Вследствие наибольшей подвижности неконденсирующиеся газы накапливаются во внешней кольцевой зоне Vi. Во внутренней кольцевой зоне /2. насыщенной смесью водяного пара, неконденсирующихся газов и растворимых в нефти газов, происходит нагрев нефти, растворение в нефти газов. входящих в состав теплоносителя, конденсация водяяого пара, что приводит к притог ку нефти и снижению ее вязкости. В центральной зоне, насыщенной водой или водогазовой смесью, вязкость нефти увеличивается в результате охлаждения нефти. После пуска скважины в эксплуатацию неконденсирующиеся газы, накопленные во внешней кольцевой зоне, вытесняют нефть к забою скважины. При этом водогазовая оторочка, находящаяся в центральной зоне, позволяет предотвратить прорыв неконденсирующихся газов к забою скважины.

Пример 1. Способ осуществляют в промысловых условиях на месторождении ЗыбзаТлубокий Яр, залежи высоковязкой нефти Южно-Зыбзенской разведочной площади. Залеж сложена понтическими отложениями, средняя нефтенасыщенная толщина продуктивных горизонтов 11,3 м, пористость коллектора 34.7%, проницаемость 0,8 мкм , нефтенасыщенность 58,7%, плотность нефти 971 кг/м3, вязкость 4000 мПа-с при пластовой температуре 19°С, глубина залегания пласта в интервале 135-120 м, пластовое давление 0,3 мПа, радиус при- забойной зоны, подвергаемой воздействию парогазовым теплоносителем, 35,5 м.

Расчетное количество парогазового теплоносителя 444 т. Осуществляют в два

этапа.. .....

На первом этапе парогазовый теплоноситель, содержащий 80% пароводяной смеси и 20% неконденсирующихся газов С02 и N2 с температурой 105-110°С при давлении 2,0 мПа, закачивают в количестве.222 г.

На втором этапе закачивают парогазо- вой теплоноситель, содержащий 55% пароводяной смеси и 45% неконденсирующихся газов (смесь С02 и №) с температурой 220°С при давлении 2 мПа в количестве 222 т.

После закачки расчетного количества парогазового теплоносителя в призабой- ную зону пласта закачивают водогазовую смесь, содержащую по массе 80% воды в объеме 112 м3 с температурой 105-110°С при давлении 2,8-3 мПа, что обеспечивает радиус охвата тепловым воздействием, равный 10% от общего радиуса теплового воздействия.

Скважину закрывают на 5 суток на пропитку, а затем пускают в эксплуатацию. До воздействия парогазовым теплоносителем среднесуточный дебет составлял 0,14 т/сут и за 3 года эксплуатации из скважины было получено 106 т нефти.

После обработки призабойной зоны

0 скважины парогазовым теплоносителем среднесуточный дебет возрос до 3,4 т/сут, при этом добыча нефти за 3 месяца составила 305 т.

Пример 2, Способ осуществляют

5 (расчетным путем) по примеру 1 с той разницей, что после закачки расчетного количества парогазового теплоносителя в призабойную зону пласта закачивают водогазовую смесь, содержащую по мзссе 80%

0 воды с температурой 105-110°С при давлении 2,8-3 мПа в обьеме 168 м3, при этом радиус охвата тепловым воздействием равен. 15% от общего радиуса теплового воздействия,

5 Среднесуточный дебит скважины составил 3 т/сут.

Примерз. Способ осуществляют по примеру 2с той разницей, что водогазовую смесь закачивают в обьеме 90 м , при этом

0 радиус охвата тепловым воздействием равен 8% от общего радиуса теплового воздействия.

Среднесуточный дебит скважины составил 2,5 т/сут, наблюдались прорывы газо5 вой фазы,

П р и м е р 4. Способ осуществляют по примеру 2 с той разницей, что водогазовую смесь закачивают в обьеме 190,4 м3, при этом радиус охвата тепловым воздействием

0 равен 17% от общего радиуса теплового . воздействия.

Среднесуточный дебет скважины составил 1,2 т/сут.

Как показали расчеты, при создании

5 оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием менее 10% от общего радиуса теплового воздействия, происходят прорывы неконденсирующихся газов и не обеспечивается эффективное вы0 теснение разогретой нефти.

Создание оторочки воды, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием более 15% от общего радиуса теплового воздействия, во-первых, приводит к сниже5 нию температуры в зоне разогретой нефти за счет теплопередачи от внутренней коль- : цевой зоны V2 к центральной зоне /з, а во-вторых, не обеспечивает эффективную работу неконденсирующихся газов как вытесняющего агента.

.

Сравнение заявляемого способа со способом-прототипом проводили в равных условиях, приведенных в примере 1. Состав парогазовой смеси по способу-прототипу в течение всего периода нагнетания поддерживали постоянным.

Добыча нефти по способу-прототипу составила 710 т, а по заявляемому способу - 915т.

Формул а изобретения 1. Способ циклического воздействия па- рогазовым теплоносителем на призабой- ную зону пласта с вязкой нефтью, включающий закачку через скважину расчетного количества парогазового теплоносителя, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, и последующий отбор продукции скважины, отличающийся тем, что, с

целью повышения нефтеотдачи пласта за счет равномерного перераспределения тепла по пласту и более эффективной работы входящих в состав парогазового теплоносителя газов, закачку парогазрвого теплоноси- теля осуществляют поэтапно, причем содержание водяного пара в парогазовом теплоносителе в каждом этапе закачки от первого к последующему прямо пропорционально увеличивают, при этом после последнего этапа закачки парогазового теплоносителя осуществляют закачку воды в виде оторочки, обеспечивающей радиус охвата тепловым воздействием, равный 1015% от общего радиуса теплового воздействия.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве оторочки воды используют низкотемпературную водогазовую

смесь.