Способ разработки залежи вязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений. В способе определяют пенообразующую способность дегазированной нефти путем пропускания через нее газа в пластовых условиях. На основании этого рассчитывают соотношение закачиваемых в пласт объемов газа и воды по соответствующей формуле.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработке 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 [1] 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 необходимость применения растворителя, а также разложение вязкой нефти под влиянием растворителя на две составляющие: наиболее легкую часть вязкой нефти, которая растворяется в растворителе и не растворяющийся в растворителе твердый или полутвердый осадок, состоящий из тяжелых фракций нефти, парафина, смол и асфальтенов, а также быстрый прорыв газа в неоднородном пласте.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежей нефти путем закачки в нагнетательные скважины чередующихся оторочек газа и воды и отбора нефти из добывающих скважин [2] (прототип).

Как правило, соотношение закачиваемых объемов газа и воды принимается равным единице.

Недостаток этого способа небольшое увеличение коэффициента нефтеотдачи (5-7%) при условии несмешивающегося вытеснения.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, содержащих вязкую нефть, за счет предотвращения прорывов газа. Эта цель достигается тем, что в способе разработки залежи нефти, включающей закачку в нагнетательные скважины чередующихся оторочек газа и воды и отбор нефти из добывающих скважин, предварительно, до закачки оторочек газа и воды определяется пенообразующая способность нефти (кратность пены) при пропускании через нее вытесняющего газа в пластовых условиях, а соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях определяют по формуле: β= , где β соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях, безразмерная величина; r пенообразующая способность (кратность пены) дегазированной нефти при пропускании через нее закачиваемого газа в пластовых условиях, безразмерная величина; b объемный коэффициент нефти, обусловленный растворением в ней закачиваемого газа, безразмерная величина; ΔG растворимость закачиваемого газа в нефти, выраженная в м³ газа в пластовых условиях, растворяющихся в 1 м³ пластовой нефти, безразмерная величина; m_н нефтенасыщенность коллектора, безразмерная величина.

Известно, что водогазовое воздействие, как правило, не рекомендуется на нефтяных пластах, содержащих нефть плотностью более 850 кг/м³, вязкостью более 10 сПз с содержанием смол и асфальтенов больше 10-15% Вместе с тем исследования показали, что нефти с вязкостью более 10-20 сПз и содержанием смол и асфальтенов более 10-15% в определенном интервале температур обладают способностью вспениваться при пропускании через них газа. При этом газ в виде мельчайших пузырьков окклюдируется в нефти, увеличивая ее объем. Это свойство нефти до настоящего времени не использовалось при газовом и водогазовом воздействии.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи с помощью использования этого эффекта за счет предотвращения прорывов газа.

В предлагаемом способе разработки залежей вязких нефтей путем газоводяного воздействия соотношение закачиваемых объемов газа и воды подбирается таким, чтобы весь закачиваемый газ в первый период воздействия был растворен и окклюдирован в нефти. С этой целью предварительно оценивается вспенивающая способность (кратность пены) нефти 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 вязкая нефть значительно увеличивается в объеме, подвижность возрастает, коэффициент нефтевытеснения повышается, а так как в первый период разработки свободного газа практически нет, то увеличивается период допрорывного вытеснения нефти газом.

Примеры конкретной реализации способа.

Исследования проводились на линейной модели насыпной пористой среды длиной 50 см, диаметром 3,5 см, проницаемостью 0,8 мкм².

В качестве вязкой нефти была взята нефть Мордово-Озерского месторождения вязкостью 150 сПз. Соотношение объемов закачиваемых оторочек определялось по выражению β= Предварительно проводилась оценка с помощью камеры высокого давления со смотровыми стеклами вспенивающей способности (кратности пены) вязкой нефти Мордово-Озерского месторождения. Такая оценка проводилась при температуре 38^оС и давлении 12,5 сПз. Через камеру, заполненную на 1/3 нефтью, пропускали газ (азот). Кратность пены для Мордово-Озерской нефти составила r=1,2, объемный коэффициент для этой нефти за счет растворения в ней азота составил по расчету 1,02.

Растворимость азота в Мордово-Озерской нефти составила 9 ст · м³/м³ нефти или Δ G=0,082 м³ газа в пластовых условиях на 1 м³ пластовой нефти. Нефтенасыщенность пласта составляла 0,75.

Размеры оторочек газа составили 0,024, а воды 0,1. Опыт проводился при давлении 12,5 МПа и t=38^oC.

Результаты: Коэффициент вытеснения при прокачке 3 поровых объемов 0,75 Объем закачки при про- рыве газа 0,92 поровых
объема
Для сравнения с прототипом та же нефть вытеснялась чередующимися оторочками газа и воды при соотношении их объемов в пластовых условиях, равными единице. Условия проведения эксперимента были те же Р=12,5 МПа и t=38^oC. Размеры оторочек были равны 0,1 порового объема. В качестве газа использовался азот.

Результаты эксперимента: Коэффициент нефтевытес- нения 0,63 Объем закачки при про- рыве газа 0,71 порового
объема
Для сравнения с процессом вытеснения ньютоновских нефтей, которые не вспениваются при вытеснении ее газом, проводился эксперимент по вытеснению нефти вязкостью 17 сПз (в качестве модели нефти использовалось трансформаторное масло) оторочками газа и воды при соотношении их равным 1. Размеры оторочек составляли 0,1.

Результаты эксперимента:
Коэффициент вытеснения
при прокачке 3 поровых объемов 0,55
Объем закачки при про- рыве газа 0,51 порового
объема
Результаты 1-го эксперимента превосходят результаты 2-го эксперимента (сравнение с прототипом). При этом преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение нефтеотдачи на 15% Сравнение 1-го эксперимента с 3-им экспериментом показывает, что для нефтей, которые не обладают вспенивающей способностью при режиме несмешивающегося вытеснения результаты значительно хуже. Коэффициент нефтевытеснения получается ниже, чем в предлагаемом изобретении на 27%

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий закачку в нагнетательные скважины чередующихся оторочек газа и воды, и отбора нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно до закачки оторочек газа и воды определяется пенообразующая способность нефти при пропускании через нее закачиваемого газа в пластовых условиях, а соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях определяется в соответствии с выражением

где β соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях;
r вспенивающая способность нефти (кратность пены) при пропускании через нее закачиваемого газа;
b объемный коэффициент нефти, обусловленный растворением в ней закачиваемого газа;
DG растворимость закачиваемого газа в нефти, выраженная в м³ газа в пластовых условиях, растворяющихся в 1 м³ пластовой нефти;
m_н нефтенасыщенность коллектора.