Способ разработки нефтяной залежи

 

Способ разработки нефтяной залежи включает закачку в пласт оторочек пенообразующего агента, газа и воды. В качестве пенообразующего агента используют нефть с нефтерастворимым поверхностно-активным веществом или нефтерастворимым полимером. Перед закачкой в пласт пенообразующего агента определяют его пенообразующую способность путем пропускания через него закачиваемого газа в пластовых условиях, при этом соотношение объемов оторочек газа и воды определяют по формуле. Закачку оторочек пенообразующего агента, газа и воды осуществляют через нагнетательную скважину, а отбор нефти осуществляют через добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки оторочек растворителя и сухого газа в соотношении, обеспечивающем жидкое состояние смеси в пластовых условиях, в объеме 30-60% от порового объема. Затем закачивают воду в качестве проталкивающего агента до прорыва воды в добывающие скважины, после чего закачивают газ и воду в объеме 5-10% от порового объема до прорыва газа в добывающие скважины.

Недостаток способа это необходимость применения растворителя и быстрой прорыв газа в добывающие скважины в неоднородном пласте.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину оторочек пенообразующего агента, газа и воды и отбор нефти через добывающую скважину (прототип).

Недостаток этого способа небольшое увеличение коэффициента нефтевытеснения на 5-7% при условии несмешивающего вытеснения.

Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет предотвращения преждевременных прорывов. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательную скважину оторочек пенообразующего агента, газа и воды и отбор нефти через добывающую скважину, до закачки в пласт оторочки пенообразующего агента, в качестве которого используют нефть с нефтерастворимым поверхностно-активным веществом или полимером определяют пенообразующую способность агента путем пропускания через него закачиваемого газа в пластовых условиях, при этом соотношение закачиваемых объемов оторочки газа и воды в пластовых условиях определяют по формуле: β где β соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях; r пенообразующая способность (кратность пены) дегазированной нефти с добавкой нефтерастворимого полимера или ПАВа при пропускании через нее закачиваемого газа в пластовых условиях; b объемный коэффициент нефти, обусловленный растворением в ней закачиваемого газа; ΔG растворимость закачиваемого газа в нефти, выраженная в м³ газа в пластовых условиях, растворяющихся в 1 м³ пластовой нефти; m_н нефтенасыщенность коллектора.

В предлагаемом способе разработки залежей нефти путем газоводяного воздействия соотношение закачиваемых объемов газа и воды подбирается таким, чтобы весь закачиваемый газ в первый период воздействия был растворен с окклюдирован в нефти. С этой целью предварительно оценивается вспенивающая способность нефти с добавкой нефтерастворимого ПАВа или полимера при прохождении через нее вытесняющего газа в пластовых условиях. На основании значения кратности пены в этих условиях, которая характеризует степень увеличения объема нефти за счет окклюдированного в ней вытесняющего газа и растворимости этого газа в нефти, выраженного в м³ пластового газа, растворяющихся в 1 м³ пластовой нефти, оценивается соотношение закачиваемых объемов газа и воды. Экспериментальные исследования показали, что процесс такого вытеснения приводит к тому, что нефть с добавкой полимера или ПАВа значительно увеличивается в объеме, подвижность ее возрастает, коэффициент нефтевытеснения повышается, а так как в первый период разработки свободного газа практически нет, то увеличивается период допрорывного вытеснения нефти газом.

П р и м е р 1. Эксперимент проводился на линейной модели насыпной пористой среды длиной 50 см, диаметром 3,5 см, проницаемость 0,8 мкм².

В качестве модели нефти было взято трансформаторное масло, а в качестве углеводородной жидкости, содержащей нефтерастворимый полимер, было взято трансформаторное масло с добавкой 0,5% полиизобутилена. Оторочкой этого пенообразующего вещества размером 0,12 порогового объема вытеснялось трансформаторное масло. Определили пенообразующую способность трансформаторного масла с добавкой полиизобутилена в пластовых условиях при пропускании через него азота r 1,15.

Объемный коэффициент при растворении в трансформаторном масле азота b 1,02. Растворимость азота в трансформаторном масле ΔG 0,086 м³ газа в пластовых условиях на 1 м³ трансформаторного масла. Нефтенасыщенность m_н 0,8. Тогда β 0,21 После закачки 0,12 порового объема трансформаторного масла с добавкой 0,5% полиизобутилена закачивают чередующиеся оторочки газа и воды. Объем оторочки газа в пластовых условиях 0,021 порового объема, объем оторочки воды 0,1 порового объема. Р 12,5 МПа, t 38^оС.

Результаты эксперимента: коэффициент вытеснения нефти при прокачке трех поровых объемов 0,74
объем закачки при прорыве газа 1,05
поровых
объема
П р и м е р 2. В качестве сравнения с прототипом трансформаторное масло вытеснялось оторочкой воды размером 0,1 от порового объема с концентрацией ПАВ (сульфанола), равной 1% и чередующимися оторочками газа и воды при Р 12,5 МПа и t 38^оС.

Оторочки азота закачивают по 0,1 порового объема, воды также по 0,1 порового объема.

Результаты эксперимента:
коэффициент вытеснения
нефти при прокачке трех поровых объемов 0,575
объем закачки при прорыве газа 0,6
порового
объема
П р и м е р 3. Эксперимент проводился так же, как описано в примере 1, но в качестве нефтерастворимого ПАВ было взято ПАВ АФ 9-4 с концентрацией 0,25% Оторочкой трансформаторного масла с добавкой АФ 9-4, размером 0,1 порового объема, вытеснялось трансформаторное масло. По результатам эксперимента определили пенообразующую способность трансформаторного масло с добавкой АФ 9-4 в пластовых условиях при пропускании через него азота, r 1,20. Растворимость азота в трансформаторном масле ΔG 0,026 м³ газа в пластовых условиях на 1 м³ трансформаторного масла. Объемный коэффициент при растворении в трансформаторном масле азота b 1,02, нефтенасыщенность 0,8 Р 12,5 МПа, t 38^оС.

Соотношение объемов оторочек газа и воды в пластовых условиях составили:
β 0,27
В соответствии с этим значением в пласт закачивали в виде чередующихся оторочек 0,027 от объема пор азота и 0,1 воды.

Результаты эксперимента:
коэффициент вытеснения
при прокачке трех поровых объемов 0,73
объем закачки при прорыве газа 0,99
порового
объема
П р и м е р 4. Осуществляется как эксперимент, описанный в примере 3, только вместе трансформаторного масла использовалась разгазированная нефть Тарасовского месторождения пласта БВ-8. В качестве ПАВ использовался АФ-9-12 с концентрацией 0,5% в оторочке разгазированной нефти объемом 0,1 от объема пор. Из эксперимента: r 1,25. Объемный коэффициент при растворении в нефти метана b 1,1. Растворимость метана в разгазированной нефти составила ΔG 0,13 м³ газа в пластовых условиях на 1 м³ пластовой нефти. Нефтенасыщенность равна m_н 0,8; Р 12,5 МПа и t 38^оС.

Соотношение объемов оторочек метана и воды в пластовых условиях составило
β 0,288
В соответствии с этим значением в пласт в виде чередующихся оторочек закачивали 0,029 от объема пор метана и 0,1 воды.

Результаты эксперимента:
коэффициент нефтевытес-
нения при прокачке трех поровых объемов 0,74
объем закачки при прорыве газа 0,98
поровых
объемов
П р и м е р 5. Эксперимент проводился так же с разгазированной тарасовской нефтью, как эксперимент в примере 4, но только объемы чередующихся оторочек метана и воды были одинаковы и равны 0,1.

Результаты эксперимента:
коэффициент нефтевы-
теснения при прокачке трех поровых объемов 0,63
объем закачки при про- рыве газа 0,70
от порового
объема
П р и м е р 6. Эксперимент проводился так же, как описано в примере 4, с нефтью Тарасовского месторождения. В качестве нефтерастворимого полимера использовали полиэтиленгликоль 115 с концентрацией 7% а метан и вода закачивались вместе в объемном соотношении, определенном из выражения
β 0,302
Предварительно были определены значения r 1,3; b 1,1; ΔG 0,13; m_н 0,8.

В соответствии с этим значением в пласт закачивали метан и воду при соотношении закачиваемых объемов метана и воды 0,3.

Результаты эксперимента:
коэффициент вытеснения
нефти при прокачке трех поровых объемов 0,73
объем закачки при прорыве газа 1,0
порового
объема

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку через нагнетательную скважину оторочек пенообразующего агента, газа и воды и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что до закачки в пласт оторочки пенообразующего агента, в качестве которого используют нефть с нефтерастворимым поверхностно-активным веществом или полимером, определяют пенообразующую способность агента путем пропускания через него закачиваемого газа в пластовых условиях, при этом соотношение закачиваемых объектов оторочек газа и воды в пластовых условиях определяют по формуле

где β соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях;
r пенообразующая способность нефти с добавкой нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества при пропускании через нее закачиваемого газа в пластовых условиях, в долях от объема нефти;
b объемный коэффициент нефти, обусловленный растворением в ней закачиваемого газа;
DG растворимость закачиваемого газа в нефти, выраженная в м³ в пластовых условиях, растворенного в 1 м³ пластовой нефти;
m_н нефтенасыщенность коллектора, доли от порового объема.