Способ разработки нефтяной залежи
Изобретение относится к способам разработки нефтяных залежей с применением водогазового воздействия. Цель - повышение эффективности разработки залежи за счет вытеснения нефти из пласта смачивающей ее поверхность микрозародышевой смесью углеводородного газа в воде. Для этого закачивают смесь газа и воды в предпереходном фазовом состоянии. На каждый 1 м3 закачиваемой в залежь воды добавляют 0,07 [(1-10-3) (To-Tпл)] - 0,25 [1-10-3 (To-Tпл)] м3 сухого углеводородного газа при пластовом давлении в залежи, где To и Tпл - начальная и максимальная температуры пласта в процессе реализации способа, oC. 1 табл., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, точнее к способам разработки нефтяной залежи. Целью изобретения является повышением эффективности разработки нефтяной залежи путем вытеснения нефти смачивающим ее поверхность микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде. Цель достигается тем, что вытеснение нефти из пласта осуществляют микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде, объемное отношение компонентов которого при пластовом давлении в залежи составляет 0,07 [1-10-3 (T0 -Tпл)] - 0,25 [1-10-3(T0-Tпл)] м3 газа на м3 воды. Отличие предложенного способа от прототипа и аналога определяется прежде всего тем, что вытесняющего водоуглеродистого газового раствора (ВГР) в ППФС появляются дополнительные нефтевымывающие и вытесняющие свойства. Отсутствие указанных дополнительных свойств у прототипа а аналога объясняется появлением у ВГР смачивающих поверхность нефти свойств, меньшим поверхностным натяжением на границе раздела нефть - ВГР, чем нефть - ВВР (прототип) и чем нефть - двухфазная смесь воды и свободного углеводородного газа (аналог). Кроме того, в ВГР в ППФС имеются неравновесные вязкоупругие свойства, отсутствующие у двухфазной смеси воды и свободного углеводного газа (аналога). Другое отличие предложенного способа от прототипа определяется снятием ограничения на величину отношения давления на забое нагнетательных скважин к пластовому давлению. Последнее позволяет использовать заявленный способ без ограничения глубины залегания объекта и пластового давления в залежи (см. пример 16.) Наличие указанных дополнительных по отношению к аналогу и прототипу нефтевымывающих и вытесняющих свойств определяет появление дополнительного (сверхсуммарного) эффекта как по приросту нефтеотдачи, так и по снижению газоводяного фактора закачиваемого агента. Последний уменьшается в 1,5-2 раза по сравнению с прототипом (и на порядок и более по сравнению с аналогом). Новые свойства ВГР и ППФС существенно изменяют в формуле изобретения диапазон добавок газа, последний во всем рассмотренном интервале температур и давлений практически не пересекается с прототипом. Сущность предлагаемого способа состоит в том, что ВГР в ППФС лучше вымывает и вытесняет нефть из пласта, чем ВВР в ППФС в диапазоне давления 1-40 МПа и температур 20-150oC. По заказу Генри количество газа, растворенного в 1 м3 воды (Г, нм3/м3), пропорционально равновесному давлению в системе: Формула изобретения РИСУНКИ 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: 07.06.2002 Номер и год публикации бюллетеня: 19-2003 Извещение опубликовано: 10.07.2003 
нм3/м3 МПа-коэффициент растворимости газа в воде, зависящей от температуры системы, как 
= 0(10
T), где , град-1 - температурная поправка к коэффициенту растворимости, определяется при температуре T выше пластовой температуры Tпл: T = Tпл 
0. Для ментан-этановых газовых смесей с содержанием 92-96% метана и 3-6% этана (обычный состав природного и осушенного нефтяного газов) в диапазоне температур T = 20-150o и давлений 1-40 МПа имеем (3): 0 = 0,15-0,25 нм3/м3 МПа (первая цифра для P > 6 МПа), = = 10-3 град-1. Из закона Генри давление насыщения воды газом определяется как P*= Г/0(1-T).. (1) Предпереходное фазовое состояние ВГР возникает в диапазоне давлений в 1,1-2 раза больше давления насыщения воды данным количеством газа, т.е. при условии 1,1 < Pпл/P* < P/P* <3. (2) Неравенства (2) означают, что ППФС ВГР предлагается реализовать в пасте в диапазоне давлений P Pпл и в диапазоне температур To T Ипл, т.е. охватить ППФС заканчиваемого ВГР область пласта между забоем нагнетательной скважины и внешней границей зоны возмущения пласта с давлением Pпл и (в случае теплового воздействия на залежь) от максимальной температуры нагрева пласта (To) до начальной пластовой температуры (Tпл). При этом ППФС вытесняющего ВГР не обязательно должно начинаться на забое нагнетательной скважины (как в прототипе), а может начинаться несколько глубже в пласте (на некотором расстоянии от забоя ). Условием формулы изобретения следует из неравенства (2) и соотношения (1); обозначим предложенную величину G = Г/Р, тогда из (2) с учетом (1) получим 
(3) и, подставляя в (3) численные значения 0 и ,, приходим к определению граничных значений интервала добавок углеводородного газа на 1 м3 заканчиваемой воды и 1 МПа пластового давления в залежи, обеспечивающего ППФС 0,07(1-10-3T)<G<0,25(1-10T), (4) (4) На фиг. 1 приводятся величины нефтеотдачи слоистого пласта (
) при вытеснении нефти однофазовыми ВГР в ППФС (заявленный способ, кривые 1-6, сплошные участки), ВВГ в ППФС (прототип, кривые 7-12), а также двухфазной смесью воды и углеводородного газа (аналог, пунктирные участки кривых 1-6), как функции величины G = Г/Рпл при трех различных температурах To = 20, 100 и 150oC. На фиг. 2 приводится схема приготовления и подачи в пласт ВГР в ППФС. В таблице дается сопоставление основных показателей предложенного способа, прототипа и аналога. Представленные на фиг. 1 зависимости коэффициента нефтеотдачи построены для модельного двухслойного пласта, проницаемость слоев 0,5 и 2 мкм2, нефть вязкостью 20 мПас (в стандартных условиях). начальная пластовая температура Tпл = 20oC. Условия опытов и результаты для прототипа соответствуют (2). Точки пересечения зависимостей (G) с осью ординат при G = O (Г = O) соответствуют вытеснению нефти водой, при этом достигаются нефтеотдачи = 0,10 при To = 20oC, = 0,25 при 100oC и = 0,34 при 150oC. Выпуклые участки кривых (G) соответствуют вытеснению нефти из пласта ВГР в ППФС (сплошные участки кривых 1-6) и ВВР в ППФС (аналогичные участки кривых 7-12) и определяют достижение цели в рамках предложенного способа прототипа. Пунктирные "хвосты" кривых (1-6) соответствует аналогу-вытеснению нефти двухфазной смесью воды и свободного углеводородного газа. Область перехода от сплошных к пунктирным участкам кривых соответствует области фазного перехода (ФП) газа из воды. Рассмотрим приведенные на фиг. 1 примеры подробнее. Пример 1. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при температуре To = 20oC, Г = 3,6 нм3/м3 (по кривой 1). 1.1. Предлагаемый способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 2,6 нм3/м3 при To = О равно P* = Г/0 = 3,6/0,15 = 24 МПа. Граничными G - точками области ППФС для данного ВГР являются: слева значение G = 0,076, справа G = 0,14 нм3/м3 МПа (см. точки на кривой 1). В указанных точках имеем: слева давление Р = Г/G = 3,6/0,76 = 47 МПа и P/P* = 47/24 = 1,97 
2; справа P = 3,6/0,143 = 25 МПа и P/P* = 25/24 = 1,05 1,1 границы соответствуют 1,1 < P/P* < 2, фактические значения границ интервала также соответствуют расчетным по формуле изобретения 0,07;0,23/. В области ППФС нефтеотдача достигает максимума = 0,16 при G = 0,132 нм3/м3 МПа. Окрестность точки G = Г/P* = 0,150 нм3/м3 МПа (или P/P* = 1,P* = 24 МПа) соответствует для кривой 1 области фазового перехода. 1.2. Аналог. В области G > 0,150 нм3/м3 МПа (или P < 24 МПа) кривой 1 имеет место вытеснение нефти свободными углеводородным газом и водой с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,13 до 0,12 при увеличении G от G* = 0,150 до 10 G* = 1,5 нм3/м3 МПа и более. Пример 2. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при температуре To = 20oC и Г = 1,8 нм3 (по кривой 2). 2.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВВР с Г = 1,8 при T0 To = 0 P* = Г/0 = 1,8/0,25 = 7,2 МПа. Граничными G-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева G = 0,130, справа G = 0,237 нм3/м3 МПа (см. кривую 2). В этих точках имеем: слева P = Г/G = 1,8/0,130 = 13,8 МПа и P/P* = 13,8/72 = 1,9 2; справа P = 1,8/0,237 = 7,6 МПа и P/P* = 7,6/7,2 = 1,08 1,1 (границы P/P* соответствуют 1,1:2, фактические границы G-интервала ППФС соответствуют рассчитанным по формуле изобретения 0,07:0,23). В области ППФС нефтеотдача достигает максимума 0,16 при G = 0,205 нм3/м3 МПа. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки G = Г/P* = 0,254 нм3/м3 МПа соответствует для кривой 2 области фазового перехода газа из воды. 2.2. Аналог. В области G > 0,254 нм3/м3 МПа (или P < 7,2 МПа) кривой 2 имеет место вытеснение нефти водой и свободным углеводородным газом с монотонным уменьшением нефтеотдачи от уровня 0,13 до 0,12 при увеличении G от G* = 0,254 до 10 G = 2,5 нм3/м3 МПа и более. Пример 3. Вытеснение нефти водой и углеводородным H газом при To = 100oC и Г = 3,6 нм3/м3 (по кривой 3). 3.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 3,6 нм3/м3 и T0 To = 80oC равно P* = Г/0/1 - To = 3,6/0,15 (1-10-3 80) 26,1 МПа. Граничными G-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева G = 0,068, справа G = 0,126 нм3/м3 МПа (см. кр. 3). В указанных точках имеем: слева P = Г/G = 3,6/0,068 = 52,9 МПа и P/P* = 52,9/26,1 = 2; справа P = 3,6/0,126 = 28,6 МПа и P/P* = 28,6/26,1 1,1 [границы P/P* соответствуют 1,1-2, фактические G-границы удовлетворяют рассчитанным по формуле изобретения G - (0,07-0,25) (1-10-3 80) = 0,064-0,230 нм3 МПа]. В области ППФС нефтеотдача достигает максимума = 0,35 при G = 0,011 нм3/м3. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки G = Г/P* = 0,138 нм3/м3 МПа соответствует для кривой 3 области фазового перехода газа из воды. 3.2. Аналог. В области G > 0,138 нм3/м3 МПа (или P < 26,1 МПа) кривой 3 имеет место вытеснение нефти свободными углеводородным газом и водой при монотонном уменьшении нефтеотдачи от уровня 0,29 до 0,28 при увеличении G от G* = 0,138 до 10 G* = 1,38 нм3/м3 МПа и более. Пример 4. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при To = 100oC и Г = 1,8 нм3/м3 МПа (по кривой 4). 4.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 1,8 и T0 To 80oC равно P* = Г/0ox/1-T0 To/ = 1,8/0,15 0,92 = 13,0 МПа. Граничными G точками области ППФС для данного ВГР являются: слева G = 0,07, справа G = 0,130 нм3/м3 МПа (см. кривую 4). В указанных точках имеем: слева P = Г/G = 1,8/0,07 = 26 МПа и P/P* = 26/13 = 2; справа P = 1,8/0,130 = 13,1 МПа и P/P* = 13,1/13 = 1,1 (границы P/P* соответствуют 1,1-2, фактические G границы 0,07-0,13 удовлетворяют расчетным по формуле изобретения G = 0,064-0,23). В области ППФС нефтеотдача достигает максимума = 0,34 при G = 0,130 нм3/м3 МПа. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки G = G* = Г/P* = 0,138 нм3/м3 МПа соответствует для кривой 4 фазовому переходу газа из воды. 4.2. Аналог. В области G > 0,138 нм3/м3 МПа (или P > 13 МПа) кривой 4 имеет место вытеснение нефти свободным углеводородным газом и водой при монотонном уменьшении нефтеотдачи от уровня 0,29 до 0,28 при увеличении G от 0,138 до 10 G* = 1,4 нм3/м3 МПа. Пример 5. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при To = 150 oC и Г = 3,6 нм3/м3 (по кривой 5). 5.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. Давление насыщения для ВГР с Г = 3,6 при T0 To = 130oC равно P* = 3,6/0,15/1-10-3 130 = 27,6 МПа. Граничными G-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева G = 0,065, справа G = 0,116 нм3/м3 МПа (см. кривую 5). В указанных точках имеем: слева P = Г/G = 3,6/0,065 = 55,2 МПа и P/P* = 55,2/27,6 = 2, справа P = 3,6/0,0116 = 28,9 МПа P/P* = 28,9/27,6 1,1 [границы P/P* соответствуют 1,1-2, фактические G-границы 0,065-0,116 удовлетворяют рассчитанным по формуле изобретения (0,07-0,25) (1-10-3 130) = 0,61-0,218 нм3/м3 МПа]. В области ППФС нефтеотдача достигает максимума = 0,43 при G = 0,101 нм3/м3 МПа. За пределами ППФС эффект исчезает. Окрестность точки G = G* = Г/P* = 3,6/27,6 = 0,130 нм3/м3 МПа соответствует для кривой 5 области фазового перехода. 5.2. Аналог. В области G > 0,130 нм3/м3 МПа (или P < 27,6 МПа) кривой имеет место вытеснение нефти водой и свободным газом с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,38 до 0,36 при увеличении G от G* = 0,13 до 10 G* = 1,3 нм3/м3 МПа и более. Пример 6. Вытеснение нефти водой и углеводородным газом при To = 150oC и Г = 1,8 нм3/м3 (по кривой 6). 6.1. Предложенный способ. Вытеснение ВГР в ППФС. давление насыщения для ВГР при Г = 1,8 и T0 To = 130oC равно P* = 1,8/0,15/1-10 130/ = 13,8 МПа. Граничными G-точками области ППФС для данного ВГР являются: слева G = 0,065, справа G = 0,118 нм3/м3 МПа (см. кривую 6). В указанных точках имеем: слева P = Г/G = 1,8/0,065 = 27,6 МПа и P/P* = 27,6/13,8 = 2, справа P = 1,8/0-118 = 15,2 МПа и P/P* = 15,2 МПа и P/P* = 15,2/13,8 1,1. В области ППФС нефтеотдача достигает максимума = 0,42 при G = 0,115 нм3/м3 МПа. Окрестность точки G = G* = H/P* = 1,8/13,8 = 0,130 нм3/м3 МПа соответствует для кривой 6 фазовому переходу газа из воды. 6.2. Аналог. В области G > 0,130 нм3/м3 МПа (или P < 13,8 МПа) кривой 6 имеет место вытеснение нефти свободным углеводородным газом и водой с монотонным уменьшением нефтеотдачи от 0,36 до 0,36 при увеличении G от G* = 0,130 до 10 G* = 1,3 нм3/м3 МПа и более. Примеры 7, 9 и 11. Прототип (данные взятые из известного технического решения). Вытеснение нефти ВГР в ППФС при Г = 4,95 нм3/м3 и температурах To = 20oC (7), 100oC (9) и 150oC (11). Примеры 8, 10 и 12. Прототип (данные взяты из известного технического решения). Вытеснение нефти ВГР в ППФС при Г = 2 нм3/м3 и температурах To = 20oC (8), 100oC (10) и 150oC (12). Сопоставление основных показателей предложенного способа, прототипа и аналога представлено в таблице. Из анализа таблицы следует: - эффект роста нефтеотдачи при вытеснении нефти ВГР приходится на область ППФС, которая соответствует диапазону, указанному в формуле изобретения; при этом заявленный G-диапазон ППФС ВГР практически не пересекается с областью ППФС ВВР прототипа: - в предложенном G-диапазоне ППФС ВГР максимальная нефтеотдача превышает (или иначе нефтеотдачи аналога и прироста нефтеотдачи между прототипом и аналогом). Как было указано, механизм нефтеотдачи предложенного способа включает механизм аналога, микрозародышевый неравновесно-вязкоупругий механизм прототипа плюс дополнительный механизм повышения нефтевымывающих и вытесняющих свойств ВГР, отсутствующий у аналога и прототипа ( последний и обеспечивает сверхсуммарный эффект). Например, для предложенного примера 3,1 имеем max = 0-35 (см. в табл. строку 3.1. и столбец 7); она складывается из эффекта аналога (строка 3.2, столбец 11) = 0,28, плюс микрозародышевый эффект прототипа = 0,33-0,28 = 0,05 (строка 9, столбец 7 минус строка 3.2, столбец 11), плюс сверхсуммарный эффект от дополнительного механизма = 0,02 (2%). Для достижения максимальной нефтеотдачи в предложенном способе требуются значения G в среднем в 1,5-2 раза меньше, чем в прототипе ( в примере 3,1 max обеспечивается при G 0,115 нм3/м3 МПа, в соответствующем прототипе 9 требует G = 0,260, т.е. первая величина меньше второй в 0,26/0,115 = 2,2 раза). Тем самым обеспечивается (дополнительно к большей нефтеотдаче) 1,5-2 кратная экономия всех затрат, связанных с закачкой газа (энерго ресурсосбережение). Для практического осуществления предложенного способа (см. фиг. 2) используют действующие на залежи системы и оборудование для реализации способа-аналога или прототипа. Газ подается от компресной установки (КУ) в водопровод перед водораспределительной батареей (ВРБ), разводящей потоки рабочего агента по нагнетательным скважинам (НС). На пересечении водо- и газопроводов в водопроводе устанавливается устройство (например, аэротор) для перемешивания воды и газа. Рабочая смесь поступает в колонну насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, сжимается по мере ее перемещения к забою и насыщения закачиваемым газом. Расход газа через ВБР и газоводяное отношение закачки устанавливаются предварительным расчетом по формуле изобретения. Пример 13. Переход от заводнения пласта ненагретой водой на новую технологию. В залежь с пластовым давлением 20 МПа через группу нагнетательных скважин, объединение на одной ВБР, закачивают ненагретую воду. Расход воды через ВБР Qвд = 1000 м3/сут. Пластовая температура 30oC. Требуется определить параметры закачки, необходимые для перевода указанного заводнения на новую технологию. Определяем по формуле изобретения диапазон добавок углеводородного газа на каждые 1 м3 закачиваемой воды 1 МПа пластового давления 0,07 < G < 0,25 нм3/м3 МПа, расход газа в водопровод перед ВБР Qгз = Qвд 
G Pпл = 1000 (0,07-0,25) 20 = (1400-5000) нм3/сут и газоводяное отношение закачки Г = Qгз/Gвд = (1,4-5) нм3/м3. Пример 14. Переход от заводнения пласта горячей водой на новую технологию. Все исходные данные соответствуют примеру 13, за исключением температуры закачиваемой воды, которая принимается равной 100oС. Определяем по формуле изобретения разрешенный диапазон G:0,07 [1-10-3 (100-30] < G < 0,25 (1-10-3 (100-30)] или 0,65 < G < 0,233 нм3/м3 МПа и далее расход газа, который нужно добавлять в водопровод с горячей водой перед ВРБ Qгз = Qвд G Pпл = 1000 (0,065-0,233) 20 = 1300-4700 нм3 и газоводяные отношения закачки Г = Qгз/Qвд = 1,3-4,7 нм3/м3. Индентичный расчет и результаты расчета получим для перемещения ранее созданной в пласте тепловой оторочки той же температуры (100oС) ненагретым микрозародышевым ВГР в ППФС. Пример 15. Переход от технологии прототипа на новую технологию закачки ВГР в ППФС. В обеих случаях закачиваются ненагретые рабочие агенты. Положим, что прототип осуществляется на группе нагнетательных скважин в пласте с давлением 20 МПа, с расходом воды через ВБР Qвд = 1000 м3/сут и некоторой добавкой воздуха в диапазоне Qвз = (0,20-0,36) 100 20 = 4000-7200 нм3/сут при воздухопроводном отношении закачки Г = Qвз/Qвд = 4 - 7,2 нм3/м3. Для перехода на новую технологию достаточно заменить воздух на углеводородный газ и обязательно изменить диапазон добавок газа (иначе эффект не будет достигнут): Qгз = (0,07:0,25) 1000 20 = 1400-5000 нм3/сут, при этом газоводяное отношение закачки Г = 1,4-5 нм3/м3. Небольшое пересечение верхней границы величины Г для ВГР в ППФС с величиной Г для прототипа имеет место только для низких температур. Есть учесть, что значимый эффект достигается не на границах, а внутри указанных диапазонов, то эти области практически не пересекаются. Пример 16. Рассмотрим случай глубокозалегающего пласта с низким пластовым давлением, в котором ограничение прототипа на отношение забойного давления нагнетания к пластовому давлению в залежи Po/Pпл < 1,8-2 не позволяет реализовать прототип. Пусть глубина пласта H = 1500 м, а текущее пластовое давление в нем Pпл = 3 МПа (ситуация характерная для поздней стадии разработки). Давление на забое нагнетательной скважины при полностью заполненной колонке ВВГ даже без избыточного давления на устье составит Po = 
H = 0,7 103 1500 = 10,5 МПа (0,7 103 -плотность аэрированного столба ВВР в скважине). Отношение Po/Pпл = 10,5/3,5 > 2, что превышает ограничение прототипа, причем при движении ВВР в стволе это превышение будет еще более возрастать. В рассмотренных условиях формула изобретения прототипа не может быть реализована. Для осуществления микрозародышевой технологии повышения нефтеотдачи в указанном пласте рекомендуется перейти на предложенный способ (далее см. расчет по примерам 13 и 14). Эффективность предложенного способа определяется по отношению к прототипу. Предполагается, что при реализации предложенного способа на извлечение каждой тонны нефти расходуется столько же воды, сколько в прототипе ( 33/т) и в 1,5-2 раза меньше газа. Кроме того, добыча нефти по предложенному способу в 1,02-1,04 раза больше. При сравнении с прототипом предлагаемый способ не требует дополнительных затрат в основе форды и может быть эффективно использован на всех объектах, удовлетворяющих требованиям традиционного заводнения, водогазового воздействия, закачки в пласт горячей воды и перемещения тепловых оторочек ненагретой водой.
