Способ разработки нефтяного месторождения заводнением

 

Изобретение относится к горному делу. Цельповышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды . Для этого до расстановки нагнетательных скважин на месторождении определяют содержание глины в пластах и строят линии ее равного содержания. Расстановку нагнетательных скважин проводят с учетом фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10-15 мас.%. Большее содержание глины а пласте не приводит к увеличению нефтеотдачи, а лишь увеличивает время вытеснения. 1 табл., 2 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕН.ЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4688721/03 (22) 06.05.89 (46) 15.09.91. Бюл. hh 34 (71) Азербайджанский институт нефти и химии им. M. Азизбекова (72) З.М, Ахмедов, M.À. Меликов и Б.Е. ШейНИН (53) 622.276(088.8) (56) Сургучев M,Ë. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

М.: Недра, 1985, с. 37-63. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ

Изобретение относится к горному делу, а именно к разработке нефтяных месторождений эаводнением, пласты которых содержат глины.

Цель- повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды.

На фиг. 1 показана схема размещения скважин по прототипу; на фиг. 2 — то же, по изобретению.

Сущность изобретения -заключается в следующем.

На основе проведенных экспериментальных исследований установлено, что при фильтрации воды через глинизированную пористую среду вода изменяет свои фиэикохимические свойства, Изменение свойства воды способствует лучшему вытеснению нефти из пласта и тем самым повышает конечный коэффициент нефтеотдачи.

Механизм повышения нефтеотдачи при фильтрации эакачиваемой воды через пла(в> . Ж а11 1 677275 А 1 (57) Изобретение относится к горному делу.

Цель — повышение нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды. Для этого до расстановки нагнетательных скважин на месторождении определяют содержание глины в пластах и строят линии ее равного содержания. Расстановку нагнетательных скважин проводят с учетом фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10-15 мас. . Большее содержание глины в пласте не приводит к увеличению нефтеотдачи, а лишь увеличивает время вытеснения. 1 табл., 2 ил. сты, содержащие глину, заключается в следующем.

Вода, контактируя с глинистыми частицами, подвергается воздействию магнитных полей и под действием их изменяет свои физико-химические свойства. Кроме того, вода, растворяя в себе мельчайшие частицы, обладающие магнитными свойствами, также изменяет свои физико-химические свойства. Известно, что вода, подвергнутая воздействию магнитных полей, приводит к улучшению вытеснения нефти из пористой среды. Наиболее оптимальный режим вытеснения наблюдается при содержании глины в пласте 10—

15 мас. . Большие значения содержания глины в пласте не приводят к увеличению нефтеотдачи по сравнению со значениями содержания глины 10 — 15 мас.7;, а лишь увеличивают время вытеснения, что связано с уменьшением фазовой проницаемости для воды при содержании в пласте глины более

15 мас. (при содержании глины в пласте

1677275 до 15 мас.), она практически не влияет на фазовую проницаемость для воды). Снижение фаэовой проницаемости для воды при содержании глины более 15 мас. приводит к уменьшению приемисости нагнетательных скважин с соответственно к снижению эффективности процесса заводнения. При фильтрации закачиваемой воды через участки залежи с содержанием глины в пласте менее 10 мас. наблюдается снижение нефтеотдачи пластов, Исходя иэ вышесказанного, предлагается расставлять нагнетательные скважины эа контуром нефтеносности так, чтобы перед попаданием . закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт, вода фильтровалась через участки залежи, пласты которой содержат 10-15 мас. глины. При этом при новой расстановке нагнетательных скважин следует сохранить тот расчетный обьем закачки воды, внедряющейся в залежь, который выбирается по прототипу (по проекту), с тем, чтобы поддерживать давление в пласте на требуемом уровне, Эксперименты проводились на искусственно созданных моделях, При этом пористая среда законтурной части модели пласта состояла из смеси кварцевого песка и монтмориллонитовой глины, а нефтяная зона — только из кварцевого песка, До проведения опытов кварцевый песок и глина высушивались в сушильном шкафу при 378

К, после чего путем просеивания через сито осуществлялось разделение их на фракции.

Экспериментальные исследования проводились на специально собранной установке, Модели пласта для законтурной и нефтяной зон помещались в два кернодержателя (КД), последовательно соединенных между собой. В качестве КД использованы металлические трубы внутренним диаметром 0,04 и длиной 0,8 м. Постоянство концентрации глины и кварцевого песка по длине образца в каждом опыте обеспечивалось путем предварительного перемешивания глины с кварцевым песком, Концентрация глины в пористой среде создавалась весовым способом.

С целью полного удаления воздуха иэ порового пространства до насыщения жидкостью обе пористые среды вакуумировались с помощью вакуумного насоса (ВН) в течение 3 ч, После вакуумирования оба образца породы насыщались жидкостью из сосудов ВС, НС под давлением, создаваемым с помощью баллона высокого давления (БВД). При этом одна иэ пористых сред (КД2) насыщалась вытесняемой, а другая (КД1) — вытесняющей жидкостью, В качестве вытесняемой жидкости была использована нефть с динамической вязкостью 15 мПа»

<с, удельным весом 0,88 г/см . В качестве з вытесняющего агента использовалась вода, содержащая 2,5 соли и образующая по5 верхностное натяжение на границе с нефтью 27 10 Н/м, При проведении опытов периодически измерялся объем выходящей из пористой среды жидкости (нефти и воды), Процесс

10 вытеснения продолжался до 100 -ного обводнения выходящей из пористой среды (КД2) продукции. Эксперименты проводились при различном содержании глины в водонасыщенной пористой среде (КД1), а

15 именно: 0; 5; 7; 10; 15; 25; 30, В таблице приведены результаты экспериментальных исследований, Как видно из таблицы, конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается при

20 увеличении содержания глины в пласте от 0 до 10-15 включительно. Затем, начиная со значения содержания глины более 15 мас., коэффициент нефтеотдачи не изменяется, Учитывая тот факт, что содержание

25 глины в пласте до 15 мас. включительно, практически не влияет на фазовую проница емость пласта по воде, а коэффициент нефтеотдачи не возрастает за пределами содержания глины в пласте 10-15 мас,, 30 оптимальным для эффективного процесса вытеснения нефти водой следует считать содержание глин в пласте в интервале 10 — 15 мас,, Пример . На карте разработки строят

35 линии равных содержащий глинистости в пласте. Окантуривают участки залежи с содержанием глин в пласте 10 — 15 мас. ( (заштрихованные области на фиг, 1). Расставляют нагнетательные скважины так, 40 чтобы перед попаданием закачиваемой воды в нефтенасыщенный пласт вода фильтровалась через участки залежи, пласты которой содержит 10-15 мас. 7, глины.

45 На фиг. 1 показаны схемы размещения нагнетательных скважин по прототипу и на фиг, 2 по предлагаемому способу. К вЂ” контур питания; Л вЂ” нагнетательная скважина; О— добывающая скважина. Заштрихованная

50 область — участок пласта с содержанием глин 10-15 мас.7.

На участке месторождения расчетный обьем закачки воды в залежь через ряд нагнетательных скважин составляет 3000

55 м lсут. Как видно иэ фиг; 1 при расстановке з нагнетательных скважин по прототипу три нагнетательных скважины (% 1, 2 и 3) случайно расположены так, что закачиваемая вода фильтруется через участок залежи с содержанием глин 10-15 мас. Остальные

1677275

Содержание глины в пласте, мас,g 0 5 7 10 15 25 30

Конечный коэффициент нефтеотд чи, 7ь

4 скважины не попали на требуемый по данному способу участок.

По данному способу необходимо скважины 5, 6 и 7 расставить в районе участка залежи с содержанием глин 10 — 15 мас. (см. фиг. 2). Скважину же М 4 можно оставить на месте, если по физическим условиям ей нет места на оконтуренной области пласта (т.е. надо по возможности стремиться как можно большее количество скважин разместить на участке пласта с содержанием глин 10-15 мас.$). Отметим, что под расстановкой нагнетательных скважин здесь понимается задание точек для бурения нагнетательных скважин в участках пласта с содержанием глин 10 — 15 мас.$ или, если нагнетательные скважины выбираются из числа бывших добывающих, указывается, какие скважины надо переводить в нагнетание, чтобы вода фильтровалась через участки залежи с требуемым содержанием глин, т.е. расстановка нагнетательных скважин по предлагаемому методу должна отражаться в проекте заводнения. Перед осуществлением процесса законтурного заводнения составляется проект с расстановкой нагнетательных скважин по прототипу и по данному методу, после чего сравнивается эффективность и начинается осуществление внедрения, Итак, по предлагаемому способу скважины 5, 6 и 7 размещаются так, чтобы закачиваемая вода фильтровалась через участки залежи с содержанием глины 10-15 мас.f, (см. фиг. 2), Этот участок, отстоит (по сравнению с прототипом) на 100м даМ ше от линии добывающих скважин, что может привести . к возрастанию оттока закачивемой воды в эаконтурную область согласно теории законтурного эаводнения. Пусть в этом случае утечка (отток) закачиваемой воды составляет 20 от всего объема закачки. Тогда, если по прототипу (расчетный объем закачки) в скважины 5, 6 и 7 надо было закачивать 700 мз воды в сутки, то по предлагаемому методу, чтобы компенсировать утечку (т.е. сохранить расчетный объем закачиваемой воды внедряющейся в нефтенасыщенный пласт), необходимо в нагнетательные скважины 5, 6 и 7 закачивать воды на 207ь больше, т.е. 840

5 м /сут, В этом случае сохраняется условие сохранения расчетного объема закачиваемой воды, внедряющейся в нефтенасыщенный пласт.

Таким образом преимущества способа

10 следующие.

Коэффициент нефтеотдачи достигает максимального значения при фильтрации воды через породу с содержанием глины до

10-15 мас. включительно и при дальней15 шем увеличении глинистости он не изменяется.

На проницаемость пласта (т,е. на его проводимость для закачиваемой воды) не влияет содержание глины до 10 — 15 мас.$

20 включительно. При содержании глины в пласте более 15 мас. $ его проницаемость резко падает (т.е. сопротивление фильтрующейся воде возрастает), В связи с этим расстановка нагнета25 тельных скважин перед участками пласта с содержанием глины до 10 — 15 мас.$ включительно приводит к повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.

Формула изобретения

30 Способ разработки нефтяного месторождения эаводнением, включающий расстановку нагнетательных скважин на месторождении, пласты которого содержат глину, закачку расчетного объема воды че35 реэ нагнетатальные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пластов при сохранении расчетного объема закачки воды, до расстанов40 ки нагнетательных скважин на месторождении определяют содержание глины в пластах и строят линии равного содержания глины в пластах, а расстановку нагнетательных скважин проводят с учетом

45 фильтрации закачиваемой воды через пласты с содержанием глины 10 — 15 мас.,ь.

К

Фиг.2

Составитель B,Êoøêèí

Редактор М,Бокарева Техред М.Моргентал Корректор Э.Лончакова.

Заказ 3094 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина. 101