способ разработки залежи вязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что при разработке залежи с вязкой нефтью перед закачкой воды ее нагревают до предварительно определенной температуры, обеспечивающей максимальное вспенивание нефти в пласте, при прохождении через нее газа.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в нагнетательные скважины горячей воды и отбор нефти через добывающие скважины. Недостаток этого способа заключается в незначительном увеличении нефтеотдачи на 5-7% по сравнению с заводнением при пластовой температуре.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи вязкой нефти, включающий закачку воды и газа в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин [1] Недостатком этого способа является недостаточное увеличение нефтеотдачи пласта. Это связано с быстрыми прорывами газа в добывающие скважины.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта.

Достигается это тем, что в способе разработки залежи вязкой нефти, включающем закачку воды и газа в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, воду предварительно нагревают до температуры максимального вспенивания нефти в пласте.

Известно, что водогазовое воздействие, как правило, не рекомендуется на нефтяных пластах, содержащих нефть плотностью более 850 кг/м₃, вязкостью более 10 мПаc c cодержанием смол и асфальтенов больше 10-5% Вместе с тем исследования показали, что нефти с вязкостью более 10-20 мПаc и содержанием смол и асфальтенов более 10-15% в определенном интервале температур обладают способностью вспениваться при пропускании через них газа. При этом газ образует в нефти мелкодисперсную пену, увеличивая ее объем. Вспениваемость нефти зависит от температуры. Этот эффект до настоящего времени не использовался при газовом и водогазовом воздействии.

В предлагаемом способе разработки залежи вязкой нефти путем газоводяного воздействия температура горячей воды подбирается такой, при которой пластовая нефть в присутствии газа обладает максимальной вспениваемостью, т.е. нефть имеет наибольшую кратность пены. С этой целью предварительно посредством экспериментов оценивается вспенивающая способность (кратность пены) нефти при различных температурах. Устанавливается температура, при которой происходит максимальное вспенивание нефти в пласте Т_maх.всп.. Закачиваемую воду нагревают до температуры максимального вспенивания нефти в пласте Т, учитывая потери тепла в скважине и призабойной зоне T, т.е. T = T_max.всп+T

Экспериментальные исследования показали, что процесс такого вытеснения приводит к тому, что вязкая нефть значительно увеличивается в объеме, подвижность ее возрастает, коэффициент нефтевытеснения повышается, а так как в первый период разработки свободного газа фактически нет, то увеличивается период допрорывного вытеснения нефти газом. В пласт может закачиваться любой газ, включая воздух. При закачке воздуха происходит окисление нефти, вследствие чего поднимается температура в пласте и повышается концентрация асфальтосмолистых веществ. При этом вспенивающая способность нефти будет увеличиваться.

Примеры конкретной реализации способа следующие.

Исследование проводилось применительно к Северо-Комсомольскому месторождению, пласт ПК-1. Проводя серию предварительных экспериментов, было установлено, что температура, при которой происходит максимальное вспенивание нефти в пласте, Т_max.всп. 60^oС. Были проведены экспериментальные исследования по вытеснению нефти газом и водой при пластовой температуре, равной 34^oС, при температуре, при которой происходит максимальное вспенивание, Т_max.всп., равной 60^oC, а также при температуре, равной 80^oC. Было проведено также вытеснение нефти горячей водой при температуре 60^oС.

На чертеже представлены результаты экспериментов в виде кривых зависимостей коэффициентов нефтевытеснения от объема прокачки вытесняющих агентов. Кривая 1 соответствует вытеснению нефти только водой при 60^oC, кривые 2,3,4 вытеснению нефти газом и водой при 34, 60 и 80^oC cоответственно.

Результаты проведенных экспериментов свидетельствуют о том, что вытеснение нефти газом и водой при температуре, при которой происходит максимальное вспенивание, Т_max.всп. 60^o0, отвечает самому эффективному процессу.

Так пpи прокачке двух поровых объемов вытесняющих агентов (воды кривая 1, газа и воды кривые 2,3,4) коэффициент нефтевытеснения при закачке только воды составляет 0,33; при закачке газа и воды с температурой 34^oC- 0,45, при закачке газа и воды с температурой 60^oC 0,63; при закачке газа и воды с температурой 80^oC 0,47.

Преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является увеличение нефтевытеснения на 15-16%

При сравнении предлагаемого изобретения со способом, согласно которому закачивается только горячая вода, нефтевытеснение возрастает на 24%