Способ разработки нефтяной залежи Советский патент 1981 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобы вающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснеНИИ нефти из пласта путём закачки по редством нагнетательных скважин углеводородных газов, содержащий значительное количество COij, и отбора нефти из пласта посредством эксплуатационных скважин ГП. Недостатком известного способа яв ляется низкая эффективность вытеснения, связанная с быстрым прорывом газов в эксплуатационные скважины. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату К изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий Ззкачку в пласт посредством нагнетательных скважин смеси углеводородного и углекислого газов с последующей закачкой ВАЛЫ и отбор пластовых флюидов псгсредством эксплуатационных скважин 21. Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта. Цель изобретения.- увеличение нефтеотдачи. Поставленная цель достигается тем, что в пласте устанавливают и поддерживают соотношение углеводородного и углекислого газов 1:1, причем устанавливают соотношение путем закачки смеси в объеме, превышающем объем извлекаемых пластовых флюидов под давлением в верхней части скважины, превьплающим в 1, раза пластовое давление, обеспечивающее указанное соотношение газов, а поддерживают это соотношение газов путем регулирования скорости подачи смеси и устаноалением равенства объемов закачиваемых и.извлекаемых флюидов,закачку воды осуществляют до установления в продукции эксплуатационных скважин соотношение вода: нефть 40, отбор пластовых флюидов приостанавливают сначала в тех скважинах, в продукции которых соотношение газ: нефть достигает величины, на 30% большей исходного значения, и содержание yi- лекислого газа в подаваемой смеси достигает об, %, а затем в тех скважинах, где соотношение газ:нефть достигает 3 -кратной величины по сравнению с содержанием растворенного га,за, и возобновляют, когда величина соотношения снизится до 1,5 2 кратной величины. Сущность способа заключается в том, что применение смеси газов долж но обеспечить такое же действие,как и при применении чистого углекислого На фиг. 1 изображено различие растворимости чистого углекислого газа и смеси газов с различным процентным содержанием СОд и в различных месторождениях (величины С О fj относятся к общему соотношению компонентов СН-СОо, находящихся в месторождении, а не к процентному содержанию- нагнетаемой газовой смеси); на фиг. 2 - нефтяное месторождение, схематический разрез (коллектор неф ти состоит из породы кварцевого пес ка, над средой нефти нет газовой шапки, не происходит также проникно вения краевой воды), на фиг. 3 нефтяное месторождение с газовой шапкой; на фиг. h - известняковый коллектор с ограниченным подводом воды; на фиг. 5 коллектор из песчаника н из -известняка в первоначал ном- состоянии, который обеспечивает при определенной норме выработки неограниченный подвод воды;.на фиг. регулирование в условиях выработки скважины в зависимости от газо-нефтяного соотношения; на фиг. 7 изменение характеристик скважины в пр цессе эксплуатации. Природный газ, состоящий из 98100| углекислого газа, растворяется в нефти до давления 30 эти, также растворяются углеводородные газы. При более высоком давлении свыше 50 ати растворимость повышается, и при 110-120 ати эта растворимость становится безмерно большой, следовательно углекислый газ смешивается с нефтью, как это очевидно также пр кривой 100 -ного COfL на фиг. 1. На практике имеется, однако, одн странное исключение, когда как нефт 54 так и способный растворяться газ не содержат углеводородного газа. В условиях месторождения нефть содержит всегда большее или меньшее количество углеводородного компонента или в растворенной форме или в виде свободной газовой фазы коллектора нефти. Углекислый- газ, имеющийся в большом количестве 8 природе, в большинстве случаев также встречается б виде смешанного природного газа,следовательно, он содержит большее или меньшее количество углеводородного компонента. Смешанный природный газ, однако, может быть очищен (можно уменьшить содержание в нем углеводородов до минимума), напротив, газовый углеводородный компонент, находящийся в месторождениях, всегда является смесью газов. Это важное и принципиальное положение. Степень растворимости углекислого газа и нефти и обусловленные этим воздействия снижаются за счет присутствия углеводородов. Это обстоятельство очевидно из различных кривых |-ного содержания С0(, изображенный на фиг. 1. Таким образом, степень растворимости смеси газов и обусловленное этим воздействие этой смеси всегда ниже для смеси, чем для чистого углекислого газа, так что смесь газов только при существенно более высоком давлении оказывает то же самое действие, что и углекислый газ. Эти факты являются основной причиной того, что в каждом случае, когда в месторождении повышается давление (как за счет газа, так и за счет воды) даже на величину, которая могла бы быть эффективной лишь для чистого углекислого газа, результаты являются отрицательными. базируясь на данных лабораторных опытов и исследований в производст.венных условиях, установлено, что возможность успеха при применении способа с углекислым газом не обусловлена вязкостью нефти в месторождении. При закачке в нефтяную залежь играют роль следующие факторы: к-акой состав имеет смесь газов из находящейся в месторождении газовой фазы углеводородов и того газа, который нагнетают в виде чистого углекислого газа или смеси газов; обеспечивается ли такое давление месторождения, при котором давление 5 углекислого газа в образующейся сме си газов соответствует соотношению компонентов, равному 1:1; можно ли обеспечить давление в месторождении при помощи указанного га за; какого типа применяются нагнетание газа и последующая закачка воды и каким образом осуществляется управление работой эксплуатационной скважины, которое сильно отличается для разных месторождений. Из графика,изображенного на фиг.1 очевидно, что при заданном колле торе нефти можно решить, исходя из действительных условий, как должно быть велико давление в каждом месторождении, при котором достигается соотношение компонентов , равное 1:1. В случае нефтяного месторождения с нерастворенным газом и при чистом углекислрм газе также необходимо некоторое минимальное давление, которое в среднем составляет 50-70 эти при этом минимальное количество СО должно составлять около 0 м СО на 1 м нефтяного месторождения. Например, известны случаи, когда давление в месторождении не достигало минимально необходимой величины для этого месторождения, и пытались достичь необходимого уровня давления за счет нагнетания воды. Однако такие способы изменяют условия насы.щения и могут привести необводненные месторождения в обводненное состояние. Эта практика является неправиль ной, поскольку достигалось при этом лишь такое повышение давления, при котором не принималось во внимание то, что возрастает потребность в компримировании смеси газов. Это было причиной неуспешности решения проблемы и незначительности результатов. В противоположность этому повышение давления месторождения за счет нагнетания газов не повышает насыщенности водой, а также содержания воды в транспортирующей жидкости, а напротив, желаемое воздействие углекислого газа достигается уже в ходе нагнетания газа в передний грунт. Если скорость нагнетания соответственно высокая, то нефть улетучивается непосредственно из пространства вокруг скважины уже полность в нагнетаемый газ. После этого газ. 5 обогащенный нефтяным компонентов, протекаем с постоянно, снижающейся скоростью в зависимости от расстояния от нагнетательной скважины и растворяется в нефти этого месторождения или в окрестности пород коллектора нефти. Таким образом, эта газовая смесь, несущая в себе улетучившуюся нефть, создает смешивание за счет растворения в нефти далеко отстоящих областей коллектора нефти, и создается фронт смеси. Поскольку этот процесс происходит во всем пространстве между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, то возникающий фронт смеси сильно расширяется и становится стабильным. Возникновение этого фронта и его воздействие сказывается на производительности эксплуатационной скважины. Это действие характеризуется при малом соотношении газ:нефть длительным сроком большой выработки. Доля воды в транспортирующей жидкости падает на 10-30, иногда даже больше. В ходе нагнетания газа часто имеет место прорыв газа. Параметры процесса при регулировании процесса должны потому выдерживаться достаточно жестко, чтобы обеспечить желаемый подъем давления при нагнетании газа, а затем, чтобы обеспечить в ходе впрыскивания воды необходимую величину давления. Сначала только регистрируются прорывы газа, а затем, при достижении предела соотношения газ:нефть, эксплуатационные скважины следует закрывать. Параметры регулирования, заданные для нагнетательных и эксплуатационных скважин, должны обеспечивать такие условия для каждой из них, которые надежно создавали бы максимально вожможную эффективность действия углекислого газа и при самых различных исходных величинах соотношения газ: нефть месторождения.. Способ осуществляют следующим образом. В нефтяной пласт посредством на1 нетательных скважин осуществляют закачку смеси углеводородного и углекислого газов и последующую закачку вЬды, причем в- пласте устанавливают и поддерживают соотношение углеводородного и углекислого газов 1:1. Для этого смесь закачивают в объеме, превышающем объем извлекаемого пластового флюида под давлением в

верхней масти скважины, превышающим в 1,3-1,5 раза пластовое давление, обеспечивающее указанное соотношение газов, а соотношение поддерживают путем, регулирования скорости подачи смеси и установлением равенства объемов закачиваемых и извлекаемых флюидов,

При этом посредством эксплуатационных скважин осуществляют подбор пластовых флюидов.

Закачку воды осуществляют до установления в продукции эксплуатационных скважин соотношения вода:нефть 4 Отбор пластовых флюидов приостанавливают сначала в тех скважинах, в продукции которых соотношение газнефть достигает величины на 30% большей исходного значения, и содержание углекислого газа в подаваемой смеси достигает 30-50 об.%, а затем в тех скважинах, где соотношение газ:нефть достигает З- -кратной ее личины по сравнению с содержанием .растворенного газа, и возобновляют, когда величина соотношения снижается до 1,5-2-кратной величины.

Пример. Давление опытной залежи повышают при производственных опытах путем нагнетания природного газа, содержащего 81% углекислого газа, В течение периода нагнетания из аналитических зависимостей давление - объем - температура (взятых и проб на различной глубине из нескол.ких эксплуатационных скважин, которые некоторое время были закрыты), полумают кривые Rgo BQ (фиг, 1), . где RSO количество газа, содержащегося в нефти (MVM, В (f - объемный фактор залежи нефти, т.е, объем нефти, содержащийся в 1 м добычи из глубины залежи,

Из этих кривых очевидно, что при величине давления порядка 30 ати нет никакого существенного различия в воздействии между- чистим углекислым газом (1) и чистым углеводородо (2) на величину BQ, Различие начинает приобретать существенное значение между 30 и 60 ати (точки . 3 )и при давлении свыше 60 ати, величины RSO и Вр йависят только лишь от процентного содержание СОл (точки 5, 6),

Также можно видеть, что при содержании СО, следовательно при соотношении компонентов СО:СН «1:1, величины RSO и BQ уже линейно меняются с изменением давления, . При повышении содержания СО более 50% величины Rg и В возрастают в зависимости от давления в арифметической прогрессии. Так, например, при давлении 80.ати чистого СО/2 Рзстворяется в 1 м нефти, а именно нефти опытного .месторождения при заданной температуре 68-137 м (5), газа

с б5%-ным содержанием 88 м (7), по сравнению с этим, чистого СН yi- леводородного газа 60,5 м(6),

К этому следует .добавить, что при применении газа с содер5 жением СО. достигается такая же растворяющая способность, как при применении чистого углекислого газа, только требуется вместо давления месторождения 80 ати давление в

Q месторождении 120 ати (8), а при содержании углекислого газа 50 требуется давление 150 ати (9).

Точка 10 согласно данным фиг, 1 показывает (при заданной температуре в слое и качестве нефти) то критическое место, где существует соотношение СН - газ не менее, чем 1:1, и где также обеспечивается соотношение 40 м CO( каждый м нефтяного месторождения.

Очевидно, что в случае, когда месторождение не имеет газовой шапки и исчерпано, то а нем имеется минимальное количество свободных или растворенных СН углеводородов, В

таком случае уже при содержании углекислого газа в газовой смеси может быть достигнуто по меньшей мере соотношение 1:1. Если такое

месторождение имеет газовую шапку

и существенное количество газа имеется в растворенной форме, то соотношение компонентов C0(j и СН, равное 1:1, может быть достигнуто лишь за счет повышенного содержания углекислого газа, т,е, только при 9098 -ном его содержании.

На фиг, .2 схематически показан разрез такой геологической структуры, в которой нефтеносный слой расположен между слоями мергеля (11), Граница вода-нефть (12) указывается по водной зоне (13) и по нефтяной зоне U4X

Показанная структура определяется нагнетательной скважиной 15 и эксплуатационной скважиной 16, Наиболее глубокая точка бурения 17 находится в слоях мергеля, В нагнетательной скважине 15 газ, содержащий углекислый газ, нагнетают через перфорацию 18 в нефтяную среду Il.

Нефтеносный слой И имеет пористость порядка частиц песка. Объем пор (т.е. идеализированную схему разреза) можно видеть в левом верхнем углу фиг. 2 (размеры этого объема пор составляют порядка 10 ... 10 мм). Разрез поверхности 19 твердого тела, следовательно поверхности частиц породы и цементирующего средства, органичен объемом пор.

Часть пространства, ограниченного тончайшим слоем 20 пористой воды является так называемым полезным объемом пор, который вначале заполнен только нефтью.

В ходе первичной выработки часть нефти (согласно механизму проникновения) проникает из этого природного пористого объема. При проникновении газа полезный объем пор заполняется остаточной нефтью и подвижной газовой фазой 21 .

Часть коллектора расположена между нагнетательной скважиной 15 и эксплуатационной скважиной 16 и снабжена сетью из 5 скважин (см.правый верхний узел фиг. 2).

Внутри газовой фазы 21 нефть проникает- из пор через газ.

Через перфорацию 18 нагнетательной скважины 15 газ, содержащий углекислый газ, проходит в зону нефтеносности пласта 14.

Нагнетаемый газ, который проходит через множество пор от нагнетательной скважины в направлении 22 эксплуатационной скважины Тб достигает через перфорацию 23 эксплуатационной скважины 16.

Вблизи перфорации 18 нагнетательной скважины 15 проходит поток с большой скоростью нагнетаемого газа по радиусу 10-15 м противотоком к подвижной газовой фазе 21, при этом нагнетаемый газ проникает не только в нефть (набухающую под воздействием углекислого газа), но и вытесняет остаточную нефть в поровом пространстве и устремляется вверх. Вдоль линии потока (22) газ по пути к эксплуатационной скважине 1б все больше и больше вбирает в себя нефть и, следовательно, обогащается ею. Поскольку скорость потока газа постоянно падает при радиальном расширении, улетучивание заканчивается на опре76065.10

|деленном участке пути. Затем компоненты нефти, которыми обогатился газ, растворяются в нем (вместе с растворившейся в нем двуокисью угле5 ;рода).

Благодаря этому повышается маслонасыщенность этих пор нефтью не только за счет растворения углекислого газа, но и за счет компонентов нефти, которые снова растворяются из транспортирующего газа.

В направлении к перфорации 23 эксплуатационной скважины 1б нефть, насыщенная углекислым газом, занимает в порах место (2), первоначально насыщенное газом.

Углекислый газ также насыщает первичную остаточную нефть в порах. Нагнетенный газ (25) может прорываться в эксплуатационную скважину (16) в направлении 2б.

Из-за закрытия эксплуатационной скважины газовый язык заполняется жидкостью, а именно нефтью за счет

25 того, что растворимость газа ввиду повышения давления возрастает во много раз и за счет проникновения еще некоторого количества нефти к эксплуатационной скважине 12, в ре-; зультате этого жидкость исчезает.

30

Нагнетание углекислого газа должно продолжаться до тех пор, пока (согласно фиг. 1) давление в подошве скважины не возрастет до величины, при которой может быть достигнуто

35 соотношение компонентов ,равное 1:1, при этом давление должно быть не менее 100 эти.

После достижения требуемого .давления в нагнетательную скважину 15

40 закачивают воду, которая через перфорацию 18 достигает зоны нефтеносности, насыщенной углекислотой, а затем проходит вдоль линии потока (14) к перфорации 23 эксплуатационной скважины 1б.

Поры, расположенные вокруг нагнетательной скважины 15, заполняются поровой водой и еще на несколько процентов остаточной нефтью, а именно ее более тяжелолетучими компонентами, и нагнетаемым газом, содержащим углекислый газ. В начале впрыскивания воды последняя растворяет углекислый газ из этих пор или «а55 сыщается им. Благодаря этому вода, насыщенная углекислым газом, направляется затем потоком 22 в направлении эксплуатационной скважины 1б. То количество газа, которое не могло раствориться в впрыскиваемой воде, частично проникает далее, частично остается в виде остаточного газа, растворяемого затем в воде, которая спрыскивается позднее. Возможно такое состояние 27 в разрезе порового пространства, при котором вода, насыщенная углекислотой, проникает в нефть (28) таже насыщенную COtj. Кроме того, площадь 29 может вытесняться водой. Углекислый гиз растворяет связующее СаСОпВ сечении поровой площади 30, большая часть этого раствора находится в узкой части порового прост ранства, поскольку скорость потока максимальная. Хотя и происходит незначительное растворение СаСОо,, содержащегося в горной породе, однако-расширение поровой горловины все же значитель но. Так, пропускная способность может увеличиться вдвое и это благоприятно сказывается на процессе выработки. На фиг. 3 под границей газ-нефть 31 нефтеносной зоны 14 и над ней показана газовая шапка 32. Через пер форацию 18 нагнетательной скважины происходит впрыскивание газа, содер жащего углекислый газ, как в нефтеносную зону 14, так и в газовую шапку 32, Впрыскивание в газовую шапку обеспечивает равномерность изменени давления в нефтеносной зоне И и в газоаой шапке 32. Если не .проводи впрыскивания в газовую шапку,то и нефтеносной зоны нефть проникает в газовую шапку, что приводит к потерям выхода при выработке. Перфорации 23 эксплуатационной скважины 16 находятся только в нефтеносной зоне. После достижения необходимого давления в этой зоне происходит одновременное впрыскивание воды в наг нетательной скважине 15 в нефтеносный пояс 14 и в газовую шапку 32, Впрыскивание в газовую шапку обе печивает равномерность изменения да ления в нефтеносной зоне 14 и в газовой шапке. Если не проводить впры кивания в газовую шапку, то из нефт носной зоны нефть проникает в газовую шапку, что приводит к потерям выхода при выработке. 512 Перфорации 23 эксплуатационной скважины 16 находятся только в нефтеносной зоне, / После достижения необходимого давления в этой зоне происходит одновременное впрыскивание воды в нагнетательной скважине 15 в нефтеносный пояс 14 и в газовую шапку 32, Растворение жидкостей месторождения, насыщенных углекислотой, в воде и в нефти происходит после того процесса, который уже был рассмотрен при обсуждении фиг. 2, Вода, впрыснутая в газовую шапку, насыщается углекислым газом. Поскольку, однако, вода может, растворить лишь часть того углекислого газа, который находится в форме свободной газовой фазы, то остаток этого свободного газа сжимается под дополнительным давлением нагнетания воды или проникает в нефтеносную зону. Это благоприятно сказывается на коэффициенте выхода нефти в нефтеносной зоне. На фиг, 4 указывается нефтеносная зона 33(Находящаяся в месторождении, где горная порода известняк. Коллектор может здесь иметь двойную пористость, так называемую пористость матрицы, и систему спайности, или отверстия, отделенные друг от друга, каверны полой формы, связанные друг с другом изломами.или трещинами. Нагнетание газа происходит через перфорацию 18 нагнетательной скважины 15 по всей площади нефтеносной зоны, Перфорация 23 эксплуатационной скважины 16 находится над границей вода-нефть (12) по всему сечению нефтеносной зоны, . На фиг, 4 показаны эксплуатационные скважины 16 и 34 в тот момент, когда нагнетаемый газ и затем закачанна.я вода действуют не только на одну скважину, но также и на соседнюю. В этом случае эксплуатационная скважина 34 (ближайшая к нагнетательной скважине) должна оставаться закры.той после прорыва газа и прорыва вытесняющей воды, и вода должна транспортироваться только из следующей эксплуатационной скважины 16, На фиг, 5 показаны нефтеносные зоны коллектора из песчаника 14 и из известняка 33 в разрезе. 3 . В нефтеносную зону обоих коллекторов может вытесняться вода из водяного пояса 13 ниже границы воданефть 12 в процессе выработки с такой скоростью, чтобы при этом потеря давления оставалась малой в пределах допустимого. Перфорации нагнетательных скважин 15 и 35 находятся на границе во да-нефть. За счет нагнетания газа, содержащего углекислоту, у перфорации 18 в нефтеносной .зоне происходи вытеснение газа при первоначальном давлении, и при этом граница 12 вода-нефть остае.тся неизменной. После окончания закачки газа нефть (насыщенная углекислотой) вытесняется прошедшей водной средой 13.через перфорацию 23 в эксплуатационную скважину 16. Неограниченный по объему поток воды сдерживается уже за счет давле ния газа, поскольку нефть, выведенная в скважину, теперь замещается нагнетаемым газом. После окончания нагнетания газа объем, ранее занимаемый нефтью, зан мает вода, вошедшая из .водной среды 13, таким образом впрыскивание воды не нужно. Если проникновение воды должно происходить без падения давления при очень незначительной скорости выработки, то можно создать несколь ко большую скорость выработки за счет впрыскивания воды. На фиг, 6 показана схема регулирования в зависимости от соотношени газ-нефть или газ-жидкость в эксплу атационной скважине. Не оси абсцисс нанесено время выработки, на оси ор динат - величина соотношения газнефть на единицу растворенного коли чества (давление месторождения 36). Например, на фиг, t при 100 ати и при содержаний СО т - г 1. , 1 величина Р. 94 MVM, В этом случае 37 это означает со отношение газ-нефть 3,5 . Если содержание COij. равно 65%, то. Rg (при давлении 100 ати) 112 м /м и при этом соотношение газ-нефть .382 мУм. В начале нагнетания углекислого aзa эксплуатационные скважины могу работать при самых различных соотно шениях газ-ч+ефть, величина этого со отношения может быть в интервале 200-3000, 5 Если В ходе нагнетания углекислоэта начальная величина возго газа на 301, например с 3000 до растает ,., ,„ 3900 м /м , и если в получаемом газе содержание СО/, ,превышает величину 30-35 1 то эксплуатационную скважину следует закрыть. На фиг. 6 эксплуатационные сква-. жины при значениях условия скважины 38 должны быть закрыты. Они должны быть в закрытом состоянии до тех пор, пока соотношение газ-нефть не снизится до величины 39, следовательно до тех пор, пока при указанном давлении количество растворенной части газа не станет в 1,5-2 раза меньше, чем количество растворенного газа, Если величина Gov (соотношение газ-нефть) в ходе выработки снова возрастет, то следует скважину при величине Gov kO внова закрыть. Снижение Gov до желаемой величины можно проследить путем отбора проб,Непрерывная выработка при величине условия tl является наиболее благоприятной, а также при величинах порядка между значениями 3 и 40 также эффективна и экономически целе-, сообразна. Пример, На маленьком нефтяном месторождении ВИДАГА проводился опыт со смесью газов, которая, .добывалась из глубоколежащего горизонта области ВИДАГА, под известным нефтяным горизонтом, содержащей 82 об.% , 0,4 об, % HijS, 14 об, % метана и 3 об, NO и более тяжелые углеводороды , Опыт проводился в нефтяном месторождении, где нефтеносная зона находилась на глубине 1000-1100 м,причем эта зона ограничена за счет, прекращения выработки и расчленения, и эта зона с одной стороны непосредственно соприкасается с водной средой, из которой, однако, в ходе выработки не .происходит подвода воды. Коллектор имеет пористость 21,5 , проницаемость 25-30 ед, (м Дагсу), мощность В м и состоит из кварцеаого песка, содержащего 26Z СаСОв в качестве связующего. Нефть коллектора представляет собой светлую легкую нефть, первоначально она при давлении месторождения была насыщена газом. После первичной выработки происходит нагнетание метана, а затем впрыскивание во ды. Нагнетание СН-газа повышает на , а впрыскивание воды - на кумулятивный коэффициент выхода, который в начале опыта состаалял 35,1 В ходе экспериментальной ёырабо ки пройодилась закачка уже упомянуто газовой смеси через прежнюю скважину для нагнетания Iasa, через обводненную эксплуататационную скважину и через прежнюю скважину для епрыскиванг я воды в месторождение, Нагнетание газа проводят до тех пор, пока в реагирующих скважинах давление месторождения не составит 100-120 ати. Затем нагнетание газа .приостанавливают и после переналадки скважины на впрыскивание воды начинают сразу же спрыскивани.е воды, которое проводят до конца эксперимента. . В первые месяцы опыта ежедневно впрыскивалось 50000 - 100000 нм газа в скважину за месяц. Закрывают скважины, где становится заметным прорыв газа, и нагнетаемую газовую смесь подают на другие участки месторождения , При указанных нормах впрыскивания газа в слои мощностью 6-10 м воз никают очень высокие скорости газово го потока, даже и на расстоянии 1030 м от нагнетательной скважины.При таких, скоростях- потока нагнетаемая газовая смесь улетучивает встречную нефть о Те легкие компоненты нефти, которые находятся в газовой фазе, снова конденсируются в нефть при уда лении от скважины впрыскивания, и, таким образом, происходит частичное смешивание. Это действие добавляется к упомянутому действию углекислого газа, и, таким образом, производител ность .эксплуатационной скважины возрастает во много раза против прежней производительности, и при этом содер жание воды падает за счет увеличений относительной проницаемости для нефти.. При произдственных опытах и давлении в месторождении 100-120 ати на таких участках площади достигалось содержание C0q в газе 6S%, таКИМ образом, на каждый 1 м нефтяного месторождения приходилось 112-138 м растворенного газа, из которого COij составляло 68,8 - 89,7.м. Величина BQ возрастала до 1,325 - 1,295 Спо сравнению с начальной величиной 1,115). Процесс показан на фиг, 7, как история выработки эксплуатационной скважины. Нагнетание газовой смеси, содержащей 81 об. % С02,было начато в середине августа 1969 г. Нагнетаемый газ составил 30 - 0-кратный объем по сравнению с тем объемом, который был получен в ходе впрыскивания газа в объем нефти, газа и вод (при условии месторождения). Как видно из фиг. 7 е, уже в сентябре 19б9 г, возрасло соотношение газ-жидкость. Давление месторождения повысилось под действием впрыскиваемого газа (фиг, 7 в).. Из кривой выработки нефти (фиг. 7 г) можно для того же периода времени определить, что повышение выработки стало заметным, а именно, суточная производительность возрасла от I, м нефти/дн до 10 м /дн (k2 и 43). В конце сентября упало содержание воды в транспортирующей жидкости с 30 () до 10 (5), а затем до 1-2%. Содержание СО в транспортирующем газе в конце сентября 1962 г. достигло 65 об. % Сб). В период с октября 19б9 г до июня 1970 г небольшое число дней выработки (фиг. 7 е) свидетельствует о том, что из-за высокой величины GFV (соотношения газ-жидкость)скважина была открытой, лишь как предсг тавляющая интерес с точки зрения эксперимента. Высокие значения величины выработки нефти (47) в это время характерны не для непрерывного производства, а лишь для опытной выработки продолжительностью 1-2 дн. Только с июля 1970 г (48) началась непрерывная выработка. Из-за незначительного содержания воды в тот период величина Gov была равна величине GFV. В этот период времени величина соотношения газ-жидкость в точьг С49)(фиг. 1) соответствовала 128 мVм На фиг. 7 показано, что в период постоянной выработки (50) величина соотношения газ-жидкость /5,1) .соот ветствовала величине соотношения растворенный газ-нефть. Однако, позднее, когда Величина соотношения газжидкость в точке (52) превысила в 4 раза величину растворенного газа, скважину снова закрыли. Из обобщенной кривой (53) выработ,ки нефти также очевидно, что fe этот

период-(из-за высокого значения соотношения газ-жидкость скважина была закрыта) опытной выработки было бы получено со скважины больше нефти (а именно в количестве м ),чем в том случае, если бы скважина давала непрерывно выработку со скорость впрыскивания газа (270 дн, ЗЗО м выработки), Что же касается качества нефти, то можно отметить, что з течение всего периода выработки при высоких и низких ве личинах соотношения газ-жидкость удельный вес нефти содержание в ней так называемых белых компонентов оставались неизменными, и имели место лишь незначительные колебания в пределах точности измерения.

Эти наблюдения подтверждают теоретические предположения, которые уже частично изложень в теоретической части, согласно которым углекислый газ извлекает .из нефти не только легкокип 1щие компоненты и уносит их.

Нефть пласта изменилась по всему месторождению,- а именно, нефть приобрела меньшую вязкость и меньшее поверхностное натяжение, чем раньше, и в ходе ее вытеснения стало возможным извлекать при ее помощи поршне.вого насоса.

На фиг. 7 г приведена кривая выработки нефти в те дни, когда производительность в 2-k раза превышала производительность, которая могла быть указана как максимальная после ввода скважины в действие, высокая .. дневная выработка составляла 1012 м при равной депрессии. Это достигалось За счет растворения в горловине связующего СаСО и за счет повышенной проницаемости.

Скважина, рассматриваемая в данном примере, работала в системе выработки до конца 1973 г, следовательно на ,5 г. больше, чем второе по сравнению с первоначальной 8-летней выработкой. Коэффициент добычи месторождения, где проводился опыт,повысился на 12.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт посредством Нагнетательных скважин смеси углеводородного и углекислого газов с последующей закачкой воды и

0 отбор пластовых флюидов посредством эксплуатационных скважин, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи, в пласте устанавливают и поддерживают соотноше5ние углеводородного и углекислого газов 1:1, причем устанавливают соотношение путем закачки смеси в объеме, превышающем объем извлекаемых пластовых флюидов под давлением в верхней части скважины, превышаю0щем в 1,3-1,5 раза пластовое давление, обеспечивающее указанное соотношение-газов, а поддерживают это соотношение путем регулирования .ско5рости подачи смеси и установлением равенства объемов закачиваемых и извлекаемых флюидов, закачку воды осуществляют до установления в , дукции эксплуатационных скважин соотношения вода:нефть 0, отбор пла0стовых флюидов приостанавливают сначала 8 тех скважинах, в продукции которых соотношение газ:нефть достигает величины, на 30% большей исходного значения, и содержание углекис5лого газа в подаваемой смеси достигает 30-50 об. %, а затем в тех ск&ажинах, где соотношение газ:нефть достигает 3 - А-кратной величины по сравнению с содержанием растворенно0го газа,.и возобновляют, когда величина соотношения снизится до 1,5 2-кратной величины.

Источники информации, принятые во внимание при экспер1г зе.

1.Патент США № 3995693 кл. 166-268, опублик. 1976.

2.Заявка Франции № 2235262, кл. Е 21 В «3/00, опублик. 1975. Ю07оСОг, 65%CO

CM

oi :з

Э$cs

см

CS О876065

9иг &