способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что водный раствор поверхностно-активного вещества перед закачкой вспенивают до достижения давления насыщения (P_нас, МПа) получаемого раствора воздухом при данном газовом факторе и температуре пласта, определяемого из соотношения

P_нас = (0,1 - 0,9)P_пл,

где P_пл - пластовое давление, МПа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что насыщение водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом достигают изменением количества поверхностно-активного вещества.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды в нагнетательные скважины с целью вытеснения нефти из пласта и отбор нефти через добывающие скважины [1]. Недостатком способа является его низкая эффективность в неоднородных пластах.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающие скважины [2]. Способ позволяет существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть - вода, сделать поверхность зерен продуктивных пород-коллекторов более гидрофильной и тем самым улучшить отмываемость нефти.

Недостатком прототипа является невысокая эффективность способа при разработке неоднородных пластов из-за прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам и образование застойных зон нефти в низкопроницаемых.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению водный раствор поверхностно-активного вещества перед закачкой вспенивают до достижения давления насыщения получаемого раствора воздухом при данном газовом факторе, определенного из соотношения: P_нас=(0,1 - 0,9)P_пл, где P_нас - давление насыщения водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом, (МПа); P_пл - пластовое давление (МПа), а также тем, что количество поверхностно-активного вещества в водном растворе изменяют до достижения давления насыщения водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом.

Признаками изобретения являются:

1) закачка через нагнетательные скважины рабочего агента и водного раствора поверхностно-активного вещества;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) вспенивание водного раствора поверхностно-активного вещества перед закачкой;

4) вспенивание водного раствора поверхностно-активного вещества перед закачкой до достижения давления насыщения получаемого раствора воздухом при данном газовом факторе;

5) вспенивание водного раствора поверхностно-активного вещества до достижения давления насыщения, определяемого из соотношения:

P_нас=(0,1 - 0,9)P_пл,

где P_нас - давление насыщения водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом (МПа); P_пл - пластовое давление (МПа);

6) изменение количества поверхностно-активного вещества в водном растворе до достижения давления насыщения водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 -6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Известные способы разработки неоднородных пластов обладают невысокой эффективностью из-за прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам и образования застойных зон в низкопроницаемых. В изобретении решается задача повышения эффективности способа.

При этом используют неравновесные газожидкостные системы, содержащие пузырьки воздуха в предпереходном фазовом состоянии и обладающие не только повышенными нефтеотмывающими свойствами из-за снижения поверхностного натяжения на границе нефть - вода и большей смачиваемостью зерен породы водой, но и неравновесными вязкоупругими свойствами, способствующими дополнительному нефтевытеснению. Это достигается за счет того, что при движении вязкоупругого раствора в неоднородных пластах происходит выравнивание фронта вытеснения из-за увеличения скорости фильтрации в низкопроницаемых пропластах по сравнению с высокопроницаемыми. При фильтрации вязкоупругих жидкостей в пористой среде при малых скоростях (низкопроницаемые пропластки) сопротивление движению будет связано с влиянием внутреннего трения, т.е. вязкости жидкости. При возрастании скоростей фильтрации на сопротивление течению будут влиять упругие силы. Это связано с тем, что фильтрационные каналы имеют сложную конфигурацию и различный диаметр по своей длине.

При движении в неоднородном поровом пространстве с высокой скоростью (высокопроницаемые пропластки) вязкоупругая жидкость не успевает релаксировать, поэтому возрастает упругое сопротивление движению, которое определяется параметром Рейнера (Kch):



где v - модуль скорости фильтрации (м/с), T - время релаксации жидкости (с), средний диаметр поровых каналов (м), k (мкм²) и m (доли ед.) - соответственно проницаемость и пористость коллектора. При Kch<<1 действие упругих сил несущественно и жидкость течет как ньютоновская. Если Kch>1 - заметно влияние упругих сил. Тогда закон фильтрации для вязкоупругой жидкости принимает вид:



где Kch²= f(Kch); gradP - градиент давления. Тогда уравнение изменения эффективной вязкости _эф в пористой среде:



где - вязкость (Пас), определенная по результатам вискозиметрических измерений вне пористой среды. Это означает, что при фильтрации вязкоупругой жидкости в пористой среде с различной проницаемостью сопротивление движению возрастает в высокопроницаемых пропластках за счет увеличения эффективной вязкости. Следовательно, в разработку вовлекаются пласты с ухудшенными фильтрационными свойствами, не охваченные воздействием в процессе закачки воды и водного раствора поверхностно-активного вещества.

Кроме того, концентрацию поверхностно-активного вещества в растворе выбирают исходя из обеспечения образования устойчивой смеси газа и жидкости с объемным содержанием воздуха, при котором давление насыщения полученного раствора при температуре пласта составляет:

P_нас=(0,1 - 0,9)P_пл;

где P_нас - давление насыщения водного раствора поверхностно-активного вещества воздухом (МПа); P_пл - пластовое давление (МПа). Т.е. в том интервале давлений, в котором газ находится в предпереходном фазовом состоянии, и закачиваемый водный раствор поверхностно-активного вещества будет обладать вязкоупругими свойствами.

Осуществление способа показано на примерах их конкретного выполнения.

Пример 1.

Проводят вытеснение нефти из насыпной модели пласта проницаемостью 0,200 мкм², объемом пор 112 см³ при температуре 20^oC и давлении вытеснения 7,0 МПа (моделирующем пластовое давление). Под входом в модель подразумевается работа нагнетательной скважины, а выходом - добывающей скважины. Нефть вытесняют закачкой через вход в модель пласта (нагнетательную скважину) рабочего агента - воды в размере трех поровых объемов, а затем водным раствором поверхностно-активного вещества марки СВ 2118 0,15% концентрации в том же количестве (или сульфанол, ОП-10, АФ-9-12 и т.д.). Нефть отбирают на выходе из модели (добывающая скважина). Перед закачкой водный раствор поверхностно-активного вещества вспенивают в емкости насосного агрегата (например, ЦА-320, 4АН-700) с помощью мешалки до достижения давления насыщения получаемого раствора воздухом P_нас= 6,3 МПа, при газовом факторе Г_ф=2 н.м³/м³, что соответствует 0,9 давления вытеснения. Полученную пенную систему помещают в контейнер высокого давления, где обрабатывают в поле давления, равного давлению вытеснения 0,7 МПа, и температуре 20^oC. После прокачки трех поровых объемов рабочего агента - воды - конечный коэффициент нефтеотдачи составил 44,2%. После прокачки трех поровых объемов водного раствора поверхностно-активного вещества коэффициент нефтеотдачи увеличился на 8,8% и достиг величины 53,0%.

Пример 2.

Проводят вытеснение нефти из насыпной модели пласта проницаемостью 0,600 мкм², объемом пор 120 см³ при температуре 20^oC и давлении вытеснения 7,0 МПа (моделирующем пластовое давление). Нефть вытесняют закачкой через вход в модель пласта (нагнетательную скважину) рабочего агента в размере трех поровых объемов, а затем водным раствором поверхностно-активного вещества марки ОП-10 0,1% концентрации в том же количестве. Нефть отбирают на выходе из модели (добывающая скважина). Перед закачкой водный раствор поверхностно-активного вещества вспенивают с помощью мешалки до достижения давления насыщения получаемого раствора воздухом P_нас=2,8 МПа, при газовом факторе Г_ф= 1,5 н. м³/м³, что соответствует 0,4 давления вытеснения. Полученную пенную систему помещают в контейнер высокого давления, где обрабатывают в поле давления, равного давлению вытеснения 7,0 МПа, и температуре 20^oC. После прокачки трех поровых объемов рабочего агента - воды - конечный коэффициент нефтеотдачи составлял 55,5%. После прокачки трех поровых объемов водного раствора поверхностно-активного вещества коэффициент нефтеотдачи увеличился на 6,1% и достиг величины 61,6%.

Пример 3.

Проводят вытеснение нефти из насыпной модели пласта проницаемостью 0,021 мкм², объемом пор 100 см³ при температуре 20^oC и давлении вытеснения 7,0 МПа (моделирующем пластовое давление). Нефть вытесняют закачкой через вход в модель пласта (нагнетательную скважину) рабочего агента в размере трех поровых объемов, а затем водным раствором поверхностно-активного вещества марки сульфанол 0,05% концентрации в том же количестве. Нефть отбирают на выходе из модели (добывающая скважина). Перед закачкой водный раствор поверхностно-активного вещества вспенивают с помощью мешалки до достижения давления насыщения получаемого раствора воздухом P_нас=0,7 МПа, при газовом факторе Г_ф=1,0 н.м³/м³, что соответствует 0,1 давления вытеснения. Полученную пенную систему помещают в контейнер высокого давления, где обрабатывают в поле давления, равного давлению вытеснения 7,0 МПа, и температуре 20^oC. После прокачки трех поровых объемов рабочего агента - воды - конечный коэффициент нефтеотдачи составлял 61,2%. После прокачки трех поровых объемов водного раствора поверхностно-активного вещества коэффициент нефтеотдачи увеличился на 8% и достиг величины 69,2%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность способа при разработке неоднородных пластов за счет вовлечения в разработку пластов с ухудшенными фильтрационными свойствами, не охваченными воздействием в процессе прокачки воды и водного раствора поверхностно-активного вещества.

Источники информации

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с. 42 - 43.

2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986, с. 224 - 225 (прототип).