способ разработки обводненной нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку дисперсной системы в нагнетательные скважины и добычу нефти посредством добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно на основе теоретических и лабораторных исследований определяют относительные фазовые проницаемости для воды и нефти данного пласта в зависимости от их концентрации, строят кривую изменения фильтрационного сопротивления смеси в зависимости от ее состава, а закачку дисперсной системы проводят в 2 этапа: на 1 этапе закачивают суспензию на гидрофильной основе, причем вязкость суспензии подбирают таким образом, чтобы фильтрационное сопротивление было в 1,5-5 раз выше, чем максимальное сопротивление водонефтяной смеси данного пласта, а затем после достижения снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,8-3,5 раза, закачивают водонефтяную эмульсию, образованную из добытой продукции данного пласта, причем содержание воды в эмульсии последовательно увеличивают от 0 до 100%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве дисперсной фазы суспензии используют раздробленное вещество с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта, например бентонитовую глину, древесную муку, фосфогипс-отходы производства форфорной кислоты и т.п.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных залежей путем закачки физико-химических веществ.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в обводненный пласт дисперсной системы в виде суспензии целлюлозы и глины при массовом соотношении целлюлозы и глины 1:4-1:24 и концентрации суспензии целлюлозы 0,005 - 1,2% (А.с. N 1755614, МКИ E 21 B 43/22).

Обладая более высокой по сравнению с водой вязкостью, дисперсная система блокирует водонасыщенные коллектора, вызывая перераспределение направления движения фильтрационных потоков воды, закачиваемой вслед дисперсной системы.

К недостаткам данного способа относится недостаточная эффективность его вследствие того, что нагнетаемая вслед за блокирующими агентами вода обладает значительно большей по сравнению с нефтью подвижностью. Это приводит к повторному быстрому прорыву воды по наиболее проницаемым коллекторам и низкому конечному коэффициенту нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающего закачку в пласт дисперсной системы в виде нефтеводяной эмульсии и отбор нефти посредством добывающих скважин, причем содержание воды в эмульсии составляет 15-45%. (Описание к патенту N 1796013, МКИ E 21 B 43/20). Вязкость такой эмульсии выше вязкости нефти разрабатываемого месторождения, что способствует увеличению охвата пласта воздействием.

К недостаткам способа относится то, что при закачке такой эмульсии в обводненную нефтяную залежь гидрофобная эмульсия будет блокировать в первую очередь нефтенасыщенные коллектора, содержащие маловязкую нефть, т.к. фильтрационное сопротивление таких коллекторов для гидрофобной эмульсии при одинаковой с этими коллекторами смачиваемости будет наименьшим. В результате, после продолжения закачки воды нефтевытесняющий гидрофильный флюид будет двигаться преимущественно по водонасыщенным коллекторам обводненного пласта, обходя заблокированные эмульсией нефтенасыщенные, что приводит к снижению дебита нефти, росту обводненности продукции и, соответственно, к недостаточной эффективности процесса.

Целью изобретения является повышение эффективности доразработки обводненной нефтяной залежи за счет создания в промытых водой коллекторах оптимального для каждого конкретного пласта блокирующего эффекта и увеличения коэффициента нефтеотдачи при последующем воздействии на коллектора, содержащие остаточную нефть.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, включающем закачку дисперсной системы в нагнетательные скважины и добычу нефти посредством добывающих скважин, предварительно на основе теоретических и лабораторных исследований определяют относительные фазовые проницаемости для воды и нефти данного пласта в зависимости от их концентрации, строят кривую изменения фильтрационного сопротивления смеси в зависимости от ее состава, а закачку дисперсной системы проводят в 2 этапа: на 1 этапе закачивают суспензию на гидрофильной основе, причем вязкость суспензии подбирают таким образом, чтобы фильтрационное сопротивление дисперсной системы было в 1,5-5 раз выше, чем максимальное сопротивление движению водонефтяной смеси данного пласта, а затем, после достижения снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,8-3,5 раза, закачивают водонефтяную эмульсию, образованную из добытой продукции данного пласта, причем содержание воды в эмульсии последовательно увеличивают от 0 до 100%, а в качестве дисперсной фазы суспензии используют раздробленное вещество с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта, например бентонитовую глину, древесную муку, отходы производства фосфорной кислоты - фосфогипс и т.п.

Сущность данного технического решения доразработки обводненной нефтяной залежи заключается в последовательном нагнетании в пласт дисперсных систем разной смачиваемости и подвижности.

Известно (см. , например, Бабаян Г.А. "Вопросы механизма нефтеотдачи", Азнефтеиздат, 1956. с. 19-38), что в обводненном нефтяном пласте движение воды и нефти осуществляется совместным течением двух несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в виде четок одной жидкости в другой. Четочный режим предполагает эмульгирование несмешивающихся жидкостей друг в друге при определенных соотношениях фильтрующихся жидкостей нефти и воды и фильтрацию на некоторых участках в пористой среде эмульсии. В этом случае образовавшаяся эмульсия имеет повышенную вязкость, приводящую к высоким фильтрационным сопротивлениям на участках двухфазного течения.

Из этого следует, что в обводненной нефтяной залежи присутствует не только незатронутая заводнением нефть и вода, заполнившая промытые поровые каналы, но и водонефтяная эмульсия, причем вязкость и, соответственно, фильтрационное сопротивление этих флюидов будет различным. Графически изменение фильтрационного сопротивления при разработке нефтяной залежи отображено на рисунке 3.8 (Сургучев М.Л. и др. "Методы извлечения остаточной нефти", М. , Недра. 1991, с. 77). Применительно к условиям разработки обводненной нефтяной залежи, где обычно вязкость воды ниже вязкости нефти, кривая l₁ данного рисунка будет соответствовать изменению подвижности нефти, а l₂ - подвижности воды. Из рисунка видно, что фильтрационное сопротивление воды ниже фильтрационного сопротивления нефти, а фильтрационное сопротивление их смеси (эмульсии) имеет максимальное значение при определенном значении соотношения фаз.

В соответствии с этим в предлагаемом способе воздействие на пласт дисперсными системами осуществляется в 2 этапа: на первом этапе блокирование промытых водой и, соответственно, гидрофильных коллекторов производится за счет закачки суспензии на гидрофильной основе с вязкостью, обеспечивающей фильтрационное сопротивление суспензии в 1,5-5 раз выше максимального фильтрационного сопротивления водонефтяной эмульсии данного пласта, рассчитанного на основе относительных фазовых проницаемостей.

Закачка проводится до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,8-3,5 раза. После такого блокирования водопроводящих коллекторов в обводненной залежи будет присутствовать 3 вида коллекторов:

- коллектора, заблокированные в результате предыдущей закачки гидрофильной суспензии. Фильтрационное сопротивление таких коллекторов будет максимальным:

- коллектора различной смачиваемости, заполненные эмульсией воды и нефти с различной вязкостью и, соответственно, фильтрационным сопротивлением, в зависимости от соотношения фаз;

- гидрофобные коллектора, заполненные нефтью с начальной вязкостью, фильтрационное сопротивление таких коллекторов в этих условиях будет минимальным.

На втором этапе согласно предлагаемому способу производят закачку нефтеводяной эмульсии, образованной из добытой продукции данного пласта, причем содержание воды в эмульсии последовательно увеличивают от 0 до 100%. Таким образом, на втором этапе закачивают эмульсию с последовательным изменением смачиваемости дисперсной системы от гидрофобной к гидрофильной, причем вязкость и, соответственно, фильтрационное сопротивление последовательно увеличивают от вязкости нефти данного пласта до максимальной вязкости водонефтяной эмульсии и снижают до вязкости воды.

При такой закачке эмульсии данного состава происходит вытеснение нефти или эмульсии из пор пласта флюидом такой же смачиваемости и подвижности.

Известно (Пентин В.Ю. и др. "Вытеснение предельных углеводородов водой с гидрофильной поверхности" в кн. "Поверхностные пленки воды в дисперсных структурах", изд. МГУ, М. , 1988, с. 100-110), что максимальная величина степени вытеснения флюида с гидрофильной поверхности достигается воздействием на него этого же флюида.

Таким образом, закачка эмульсии, образованной из продукции обрабатываемого пласта, позволяет повысить степень вытеснения остаточной нефти. В конечном счете улучшаются условия последующей разработки нефтяной залежи наводнением, т.к. кроме того достигается гидрофобизация пор пласта.

Способ осуществляют следующим образом. На основе теоретических и лабораторных исследований определяют относительные фазовые проницаемости для воды и нефти обрабатываемого пласта, строят кривую изменения фильтрационного сопротивления смеси в зависимости от ее состава, по графику определяют значение соотношения нефть-вода, соответствующее максимальному фильтрационному сопротивлению смеси. С помощью лабораторных исследований определяют вязкость эмульсии, образованной при таком соотношении воды и нефти, и соответствующую максимальному сопротивлению смеси в пласте. Закачку дисперсной системы производят в 2 этапа. На первом этапе закачивают суспензию, причем в качестве дисперсной среды используют воду, а в качестве дисперсной фазы - твердое раздробленное вещество с размерами частиц, соизмеримыми с размерами пор пласта, например бентонитовую глину, древесную муку, фосфогипс - отходы производства фосфорной кислоты и т.п., а концентрацию дисперсной фазы в суспензии подбирают таким образом, чтобы вязкость (и, соответственно, фильтрационное сопротивление) суспензии была в 1,5-5 раз выше вязкости водонефтяной эмульсии, соответствующей максимальному фильтрационному сопротивлению смеси в пласте. Закачку суспензии проводят до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,8-3,5 раза.

На втором этапе производят закачку эмульсии, образованной из добываемой воды и нефти, причем содержание воды в эмульсии последовательно увеличивают от 0 до 100%.

Таким образом, способ разработки обводненной нефтяной залежи за счет применения новых технических решений способствует повышению конечного коэффициента нефтеотдачи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна из уровня науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "новизна".

Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности до разработки обводненной нефтяной залежи за счет создания в промытых водой коллекторах оптимального для данного конкретного пласта блокирующего эффекта и увеличения коэффициента нефтеотдачи при последующем воздействии на коллектора, содержащие остаточную нефть и обуславливающего достижения поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерия "промышленная применимость".

Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Испытания заявляемого и известного способов проводили на насыпных линейных моделях, т.е. моделях, в которые набивали пористый материал - кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Песок набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта.

Характеристики модели пласта

- общая длина, см - 100

- диаметр, см - 9,3

- проницаемость, мкм² - 0,73-2,3

Характеристика используемой нефти

- плотность, кг/м³ - 700

- вязкость, мПас - 3,9

Вытеснение нефти из модели проводили до полной обводненности продукции. Коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью определяли по формуле



где K₁ - коэффициент вытеснения нефти;

A_НВ - объем вытесненной нефти, см³;

A_НС - объем нефти, первоначально содержащейся в модели, см³.

Определили проницаемость модели по воде и по воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью Ташлиярского месторождения. Для создания остаточной водонасыщенности проводили вытеснение нефти из модели пластовой водой Ташлиярского месторождения, при этом вытеснение проводили до полной обводненности добываемой продукции. Определяли относительные проницаемости для воды и нефти в зависимости от их концентрации, строили кривую изменения фильтрационного сопротивления смеси вода-нефть в зависимости от ее состава (чертеж). Из графика видно, что максимальное фильтрационное сопротивление смеси в модели пласта достигается при следующем соотношении фаз: нефть - 60%, вода - 40%. Определяли вязкость эмульсии при данном соотношении воды и нефти. Эмульсию готовили с помощью перемешивания воды и нефти данного состава. Закачку проводили в следующей последовательности. В модель обводненного нефтяного пласта закачивали суспензию на водной основе и с бентонитовой глиной в качестве дисперсной фазы.

Далее, после снижения приемистости модели пласта, закачивали водонефтяную эмульсию, образованную из добытой продукции Ташлиярского месторождения. Для проведения исследований по определению оптимальной величины фильтрационного сопротивления суспензии был проведен ряд опытов. Учитывая, что фильтрационное сопротивление при постоянной проницаемости модели пласта пропорционально вязкости, определяли оптимальную величину увеличения вязкости суспензии. При этом закачку суспензии в модель обводненного нефтяного пласта проводили до снижения приемистости в 2,5 раза, а далее закачивали водонефтяную эмульсию, образованную из добытой продукции данного пласта, причем содержание воды в эмульсии последовательно увеличивали от 0 до 100%. Результаты экспериментов приведены в таблице 1.

Таким образом, установлено, что оптимальная величина увеличения вязкости (и, соответственно, увеличения фильтрационного сопротивления) дисперсии составляет 1,5-5 раз по сравнению с максимальной вязкостью водонефтяной эмульсии, т. к. при меньшей величине увеличения вязкости вытеснение нефти из модели пласта недостаточно эффективно, а при большей - коэффициент вытеснения не увеличивается.

Для определения оптимальной величины снижения приемистости провели ряд экспериментов. При этом закачивали суспензию с вязкостью, превышающую максимальную вязкость водонефтяной эмульсии, образованной из добытой продукции Ташлиярского месторождения в 3 раза.

Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Таким образом установлено, что оптимальная степень снижения приемистости модели будет 1,8-3,5 раз, т.к. при меньшей степени снижения приемистоcти коэффициента вытеснение нефти из модели недостаточно эффективно, а при большей - коэффициент вытеснения нефти не увеличивается.

Были проведены также испытания по известному способу, принятому нами за прототип. При этом довытеснение нефти из пласта после закачки суспензии осуществляли водонефтяной эмульсией с содержанием воды в эмульсии от 15 до 45%. При этом коэффициент вытеснения нефти составил 67,9%.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти по сравнению с известным на 3,9-6,1%.