способ вытеснения нефти из неоднородного пласта

Формула изобретения

СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА, включающий последовательную закачку в пласт серной кислоты и воды через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что закачку в пласт воды осуществляют до момента появления сульфокислот в отбираемой жидкости ближайших добывающих скважин, после чего начинают закачку водогазовой смеси, при этом объемная доля газа составляет 0,3 - 0,5 объема смеси.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из неоднородных нефтяных пластов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднородного нефтяного пласта, заключающийся в нагнетании газа и воды в пласты одновременно в смеси [1]

Недостатком такого способа является невысокая степень равномерности распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ вытеснения нефти из неоднородного нефтяного пласта, заключающийся в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты, продвигаемых по пласту обычной водой [2]

Этот способ не позволяет вырабатывать запасы нефти из верхней части пласта.

Цель изобретения повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта заводнением и подключения в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования.

Цель достигается тем, что в известном способе вытеснения нефти из неоднородного пласта, включающем последовательную закачку серной кислоты и воды в пласт, после закачки всего объема серной кислоты нагнетают в пласт воду до момента появления сульфокислот в продукции отбираемой жидкости ближайших (соседних) добывающих скважин, после чего производят закачку в пласт водогазовую смесь, при этом содержание газа поддерживают в пределах 0,3-0,5 объема водогазовой смеси.

Способ осуществляют следующим образом.

С помощью насосов закачивают в пласт серную кислоту в объеме 0,1-0,5% от объема порового пласта. После закачки серной кислоты нагнетательные скважины подключают к общей системе заводнения и осуществляют нагнетание воды в пласт. Концентрированная серная кислота вступает в реакцию с находящейся в пласте нефтью с образованием поверхностно-активных веществ, растворимых в воде сульфокислот.

Процесс закачки воды в пласт продолжается до момента появления сульфокислот в отбираемой жидкости ближайших добывающих скважин. Последнее говорит о приближении оторочки серной кислоты к зоне отбора.

Затем осуществляют нагнетание водогазовой смеси в пласт с содержанием газа равным 0,3-0,5 объема смеси. Используют углеводородный газ природный или попутный.

Закачка серной кислоты с образованием ПАВ приведет к снижению межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой, увеличению охвата пласта заводнением.

Нагнетание водогазовой смеси позволит подключить в разработку плотные пропластки расположенные в кровельной части пласта.

Закачку водогазовой смеси осуществляют до достижения предела рентабельности разработки залежи (99% обводненности).

С целью доказательства возможности успешного применения предлагаемого способа были проведены лабораторные исследования.

В качестве моделей пластов использовались стальные трубки диаметром 3 см и длиной 150 см, наполненные экстрагированным песчаником пласта Б₂. Испытывались высокопроницаемая и низкопроница- емая модели, проницаемость которых, соответственно равны 0,750 мкм² и 0,065 мкм².

В качестве вытесняемой среды использовалась нефть пласта Б₂ с плотностью 885 кг/м³.

Вытеснение нефти из моделей проводилось в условиях приближенного динамического подобия и при перепаде давления выше 0,01 МПа.

Сначала производилось вытеснение из высокопроницаемой и низкопроницаемой моделей при закачке оторочки высококонцентрированной серной кислоты в количестве 3% от объема пор с последующим продвижением ее пресной водой до достижения обводненности продукции на выходе до 99% (прототип). Коэффициенты вытеснения оказались равными 0,667 (высокопроницаемая модель), 0,296 (низкопроницаемая модель), 0,481 (среднее значение).

Потом проводились опыты по доотмывке моделей пористых сред, которые были использованы для прокачки оторочки серной кислоты, с помощью водогазовой смеси (газ природный) с объемной долей газа в смеси, равной 0,4. Процесс вытеснения нефти водогазовой смесью заканчивался при обводненности на выходе 99% (предлагаемый способ).

Были получены следующие коэффициенты вытеснения: 0,721 (высокопроницаемая модель); 0,509 (низкопроницаемая модель); 0,615 (среднее значение).

Таким образом, конечный коэффициент вытеснения, полученный при использовании предлагаемого способа оказался в 1,29 раз выше, чем при использовании прототипа.