Способ разработки залежи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Цель изобретения повышение нефтеотдачи. Циклически в пласт закачивают через нагнетательные скважины расчетные объемы теплоносителя и вытесняющей воды. При закачке воды нагнетательные скважины периодически останавливают. Продолжительность остановки равна времени восстановления давления в скважинах при изменении режима эксплуатации. Суммарная продолжительность остановок в каждом цикле не превышает времени, необходимого для закачки в пласт 10 15% объема воды в каждом цикле. Такой выбор продолжительности остановки гарантирует полное срабатывание нефтеотдачи блока за счет гидродинамического перепада давления. Отбор пластового флюида производят через добывающие скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к способам разработки залежи высоковязких нефтей с применением теплоносителей. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи. На фиг. 1 (а и б) представлен один цикл термического воздействия; на фиг. 2 схематический разрез отдельного малопроницаемого блока, из которых сложен неоднородный трещиновато-пористый пласт; на фиг. 3 график изменения теплопотерь при различной продолжительности остановок скважин. Как видно на фиг. 1 а, вытеснение нефти из пласта осуществляют от нагнетательных скважин 1-1 и 1-2 в направлении добывающих скважин 2-1 и 2-2, где U(T) объем порции теплоносителя, U(X) объем порции вытесняющей воды. При U(T) 0,05 V_пор, U(X) 0,1 V_пор, объемы порций вытесняющих агентов займут положение, показанное на фиг. 1 а. На фиг. 1 б цикл закачки рабочих агентов расписан во времени τ. В общем виде цикл закачки может быть представлен следующим образом: τ_ц= τ_(т)+τ_(x)+τ_o, (1) где τ_ц общая продолжительность одного цикла термического воздействия, сут; τ_(т) продолжительность закачки порции теплоносителя, сут; τ_(x) продолжительность закачки порции холодной воды, сут; τ_o суммарное время остановок нагнетательной скважины в цикле воздействия, сут. Пусть t_о продолжительность одной остановки скважины, сут; n количество остановок нагнетательных скважин в одном цикле, тогда τ_o nt_o. (2) На фиг. 1б представлен режим проведения одного цикла термического воздействия при значениях t_о 3, n 6, τ_o 18, τ_(x)168, τ_(т) 84, τ_ц 270. При τ_ц 270 увеличение продолжительности одного цикла и в целом всего периода термического воздействия составляет 7,1% по сравнению с 252 сут по прототипу (τ_(т)+τ_(x) 252). Сущность изобретения заключается в новом технологическом режиме закачки холодной воды при циклическом воздействии на залежь теплоносителем. Параметрами этого режима являются продолжительность одной остановки скважин t_o и суммарное время остановок нагнетательных скважин в одном цикле τ_o. Приведем обоснование выбора значения t_o. Рассмотрим для этого механизм вытеснения нефти из неоднородного трещиновато-пористого пласта, используя схему, изображенную на фиг. 2. При физическом и математическом моделировании такие пласты представляют в виде малопроницаемых пороговых блоков, отделенных друг от друга высокопроницаемыми каналами или трещинами. И хотя проницаемость отдельного блока в десятки или сотни раз меньше проницаемости трещин, общее количество нефти, содержащейся в блоках, велико, поскольку суммарная пористость блоков намного превышает объем системы трещин. Коэффициент нефтеотдачи такого блока ζ_бл представляется в виде суммы ζ_бл= ζ_кп+ζ_в, (3) где ζ_кп нефтеотдача от противоточной капиллярной пропитки, ζ_в нефтеотдача за счет гидродинамического перепада давления между трещинами и блоками, Процесс капиллярной пропитки не зависит от гидродинамического давления и протекает примерно одинаково во всех способах разработки залежи при равных нефтенасыщенностях блока. Величину нефтеотдачи за счет гидродинамического перепада давления можно оценить, используя выражение
ω_н= -K · · A (4) где ω_н объем вытесненной из блока нефти в единицу времени, м³/с;
К абсолютная проницаемость блока, м²;
К_н(S) относительная фазовая проницаемость для нефти, м²/м²;
μ_н (Т) вязкость нефти при температуре Т, Па ˙ с;
Р_т давление в трещине, Па;
Р_бл давление в центре блока, Па;
l расстояние от центрального сечения блока до трещины, м;
A площадь поверхности блока, м². Определяют значение t_o как обычно по кривым восстановления давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. В технологических процессах, протекающих при установившихся перепадах давления, нефтеотдача блоков определяется только за счет капиллярной пропитки воды в блок. В способах, в которых предусматривается периодическая остановка нагнетания, включается в работу механизм нефтеотдачи за счет гидродинамического перепада давления между блоками и трещинами. В этом случае в процессе нагнетания агента давление в блоке Р_бл и давление в трещине Р_т примерно равны, а в период остановки нагнетания давление в трещине падает и в течение отрезка времени t_р, называемого временем релаксации давления, имеет место неравенство Р_бл > Р_т. Эта разность давлений является движущей силой процесса вытеснения. Количество нефти Q_н, выходящей из блока за время t_р, определяется выражением
Q_н= ω_нt_р (5)
Учитывая малые размеры блоков в сравнении с расстоянием между рядами нагнетательных и добывающих скважин, величина t_р является малой относительно величины восстановления давления на участке разработки. Важно установить, что t_р < t_o. Характерное время перераспределения давления имеет порядок t_o ≈L²/κ, где L расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;
κ коэффициент пьезопроводности, м²;
К_тр проницаемость системы трещин, м²;
μ вязкость жидкости, Па ˙ с;
β* коэффициент упругоемкости пласта. Для блока с характерным размером l время релаксации давления выразится аналогично t_р ≈l²/κ_бл, где κ_бл= коэффициент пьезопроводности для блока;
К_бл абсолютная проницаемость блока, м². Отношение t_р/t_o приобретает вид
(6)
Отношение l²/L² составляет на практике малое число порядка 10^-4 10^-8 и поэтому для весьма большого диапазона отношения вязкостей К_тр/К_бл выполняется условие t_р << t_o. А это означает, что процесс выравнивания давлений в трещинах и блоках (время t_р) завершается быстрее, чем восстановление давления (время t_o). В качестве продолжительности остановки нужно принимать максt_o, t_р}
Поскольку t_р < t_о, то выбираем t_o. Такой выбор продолжительности остановки дает гарантию того, что на данном этапе нефтеотдача блока за счет гидродинамического перепада давления происходит полностью [формулы (4) и (5)]
На фиг. 3 видно, что при τ_o 0,1 τ_x увеличение теплопотерь в сравнении с прототипом составляет ≈ 2,5% а при τ_o 0,15 τ_x порядка 3,2% Поэтому, если суммарное время остановок τ_o выбирать в интервале от 10 до 15% объема холодной воды τ_x, то в тепловом отношении такая технология почти не будет уступать прототипу, выигрывая в механизме нефтеотдачи за счет описанных выше явлений. Выбирать τ_o более 15% от τ_x нежелательно как по соображениям увеличения теплопотерь (уменьшения тепловой эффективности), так и растяжения общего срока разработки объекта. Выбор суммарной продолжительности в диапазоне 10-15% от τ_x оправдывается также тем, что в этом случае имеется возможность варьировать на практике количеством остановок нагнетания n, что продиктовано техническими причинами. Предлагаемое решение эффективно может быть использовано во всех способах циклической закачки теплоносителя и вытесняющего агента независимо от режима циклической закачки, объемов отдельных порций теплоносителя. Предлагаемый способ разработки поясняется на примере теплового воздействия на залежь нефти. Используя исходные данные, приведенные в таблице для одного базисного элемента воздействия, определяем технологические параметры способа разработки. Принимая значение объема порции теплоносителя U(T) 0,05 V_пор, определяем объемы теплоносителя и холодной воды, закачиваемые в пласт в одном цикле термического воздействия U(T) 0,05 ˙ 252 560 м³ 12 628 м³, U(T) 2U(T) 2 ˙ 12 628 м³ 25 256 м³. Количество циклов
≈ ≈ 13♂
По данным исследований, полученным непосредственно на залежи, время восстановления давления на участке разработки, т.е. продолжительность одной остановки скважины, составляет t_o 3 сут. Продолжительность закачки теплоносителя = 84 сут и продолжительность закачки холодной воды
τ_(x)= 168 сут Суммарное время остановок нагнетательных скважин по предлагаемому режиму соответствует времени, необходимому для закачки 10% объема холодной воды в цикле, т.е. τ_o 0,1 τ (Х) 0,1 ˙ 168 17 сут. Определим количество остановок нагнетания холодной воды
n 6 Общая продолжительность цикла
τ_ц=τ_(т) + τ_(x) + nt_o 84 + 168 + 18 270 сут. Режим термического воздействия в соответствии с предлагаемым изобретением. Начало процесса. В течение 84 сут нагнетаем в пласт 12 628 м³ пара (1); останавливаем закачку на 3 сут (2); в течение 33,7 сут нагнетаем в пласт 5051 м³ холодной воды (3); останавливаем закачку на 3 сут (4); операции 3-4 повторяем 5 раз (5). Окончание одного цикла. Операции 1-5 повторяем 13 раз. Окончание термического воздействия. В течение 1684 сут прокачиваем через пласт 252 560 м³ холодной воды. Разработка элемента залежи завершена. Как было указано выше, способ обеспечивает повышение нефтеотдачи не менее, чем на 3% по сравнению с прототипом.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий циклическую закачку расчетных объемов теплоносителя и вытесняющей воды через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, при закачке вытесняющей воды осуществляют периодические остановки нагнетательных скважин с продолжительностью, равной времени восстановления давления в скважинах при изменении режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок нагнетательных скважин в каждом цикле не превышает времени, необходимого для закачки в пласт 10 15% объема воды в каждом цикле.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 11.11.2004

Извещение опубликовано: 10.07.2008        БИ: 19/2008

---