Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа

 

Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся сильной неоднородностью коллектора. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. В купольную часть пласта закачивают газ (азот), обладающий максимальным давлением смешиваемости с нефтью. В зоны опережающего продвижения фронта вытеснения осуществляют закачку газа (сухой или жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси) с более низким давлением смешиваемости с нефтью. При этом этот газ закачивают с меньшей скоростью, чем скорость закачки азота. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся неоднородностью коллектора. Цель изобретения повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. Способ осуществляется следующим образом. На месторождении осуществляют гравитационно-смешивающее вытеснение нефти, например, азотом (вытесняющим агентом, характеризующимся максимальным давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью). В процессе разработки осуществляется контроль за продвижением фронта вытеснения (переходной зоны "азот-нефть"). Этот контроль проводится либо путем отбора проб из наблюдательных скважин, либо путем контроля состава продукции добывающих скважин. Когда получена информация о формировании зоны опережающего продвижения фронта вытеснения, в нагнетательные скважины, расположенные в этой зоне, закачивают вытесняющий агент с более низким давлением динамической смешиваемости чем азот (сухой углеводородный газ, жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси). За счет лучшей смешиваемости с пластовой нефтью (формирование более широкой переходной зоны "газ-нефть") новый газовый агент как бы выравнивает образовавшийся провал профиля вытеснения. Закачку этого агента продолжают до тех пор, пока профиль вытеснения в других скважинах не оказывается на одном и том же уровне. Тем самым исключаются прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины. При этом скорость закачки нового газового агента меньше, чем скорость закачки азота. В другом случае, когда с самого начала разработки располагают геолого-географической информацией о распределении зон различной проницаемости по массиву залежи, закачку газообразных агентов с различными величинами давления динамической смешиваемости с пластовой нефтью можно осуществлять с начала разработки залежи, руководствуясь теми же критериями, что и в первом случае. Таким образом, закачка углеводородного газа при одинаковом числе нагнетательных скважин в обеих зонах с высокой и низкой трещиноватостью составляет примерно 25% объема закачиваемого азота. Это является еще одним преимуществом предлагаемого метода, которое заключается в экономии расхода углеводородного газа. В скважины с высокой трещиноватостью может закачиваться вместо углеводородного газа смесь азота с углекислотой, дымовой газ и другие смеси. Если азот, вытесняющий нефть из второго типа коллектора, начинает прорываться в добывающую скважину, то для ликвидации прорыва газа нужно в ближайшие нагнетательные скважины, расположенные в проницаемой зоне коллектора, нагнетать углеводородный газ, который восстанавливает смешиваемость газа с нефтью в этой зоне, так как увеличение концентрации в пластовой смеси азот пластовая нефть метана, давление смешиваемости понижается от 45 к 35 МПа в зависимости от концентрации метана. Пример. В залежи, содержащей легкую нефть с давлением насыщения 25 МПа и пластовым давлением 50 МПа, характеризующуюся сильной неоднородностью по проницаемости и наличием трещин как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях, выделяют два типа коллекторов. Первый тип низкая проницаемость 5·10^-16м² и высокая трещиноватость. Второй тип поровый коллектор: высокая проницаемость 50·10^-15м² с низкой трещиноватостью. Минимальное давление смешиваемости нефти и газом (азотом) составляет 45 МПа. В первый тип коллектора закачивается углеводородный газ, во второй тип коллектора азот. Принимаем перепад P_пл-P_заб= 9 МПа. Давление в пласте поддерживается на уровне 50 МПа. Тогда давление в призабойной зоне составит 59 МПа. Тогда по формуле Дюпюи расход q газа в скважине, м³/сут где μ вязкость нефти0,02·10^-3; r_k радиус контура; r_c радиус скважины; h интервал закачки газа; T_пл пластовая температура; P_заб=59 МПа=59·10⁶, н/м²; p_пл=50 МПа 50·10⁶ н/м²;
P₀ 1,03 кгс/см² 0,103·10⁶;
q=432 тыс·м³/сут. Пористость в низкопроницаемой части коллектора 0,05 порового объема нефтенасыщенность 0,4. Для высокопроницаемого коллектора средняя проницаемость 10^-15м², пористость 0,1, нефтенасыщенность 0,8. Для того же интервала закачки 100 м, чтобы продвижение газа было одинаково в обеих частях, темп закачки и высокопроницаемую часть должен быть примерно в 4 раза выше, т.е. 432·4= 1,725·10⁶м³/сут. В этом случае перепад составляет 0,4 МПа, пластовое давление 50 МПа, а забойное 50,4 МПа.

Формула изобретения

1. Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа путем нагнетания через нагнетательные скважины в купольную часть пласта газообразного агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения, определяют зону опережающего продвижения вытесняющего агента и в эту зону осуществляют закачку вытесняющего агента с более низким давлением смешиваемости путем изменения компонентного состава вытесняющего агента до выравнивания профиля вытеснения, при этом скорость закачки агента с более низким давлением смешиваемости меньше скорости закачки вытесняющего агента с наибольшим давлением смешиваемости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону пласта с наибольшей проницаемостью и наименьшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с нефтью, при этом в зону пласта с наименьшей проницаемостью и наибольшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наименьшим давлением динамической смешиваемости с нефтью.

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

Дата прекращения действия патента: 27.07.1997

Номер и год публикации бюллетеня: 22-2001

Извещение опубликовано: 10.08.2001        

---