способ разработки нефтяной залежи

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 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.

Описание изобретения к патенту

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:

где 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;

G 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 G 0,086 м³ газа в пластовых условиях на 1 м³ трансформаторного масла. Нефтенасыщенность m_н 0,8. Тогда

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 G 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:

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 G 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

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

0,302

Предварительно были определены значения r 1,3; b 1,1; G 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