способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, отличающийся тем, что предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 т на 1 м мощности продуктивного интервала, закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из соотношения:



где В - водовоздушное отношения закачиваемых компонентов в продуктивный пласт;

R_в - потребность в закачке атмосферного воздуха;

С_в - удельная теплоемкость воды при температуре Т_зак Т<Т_н;

r_п - теплота парообразования;

r_к - выделение тепла при сгорании одного килограмма кислорода;

x - сухость пара;

Т_н - температура насыщенного пара;

Т_зак - температура закачиваемой воды,

а водовоздушное отношение при пластовом давлении, большем 22,064 МПа, определяют из соотношения:

,

где С_в - удельная теплоемкость воды при температуре Т_зак Т<Т_max;

Т_max - температура в зоне горения-окисления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, который включает нагнетание кислородсодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти. При температуре пласта выше 65°C создают в нем зону окисления с радиусом не менее радиуса зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Выбирают расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус зоны полного потребления кислорода. Нагнетание кислородсодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине (Патент РФ № 2139421, опубл. 1999.10.10).

Известный способ обладает невысоким охватом воздействием продуктивного пласта вследствие прорывов по высокопроницаемым зонам легкоподвижного вытесняющего агента-газа и захоронения в пласте значительных запасов нефти.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти, согласно которому размещают на залежи нагнетательные и добывающие скважины, в нагнетательные скважины закачивают оторочки воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения. При этом при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения. Эти газы отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины. Закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют их закачкой оторочек воды. Соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400°C (Патент РФ № 2109133, опубл. 1998.04.20 - прототип).

Известный способ обладает повышенным охватом воздействием продуктивного пласта из-за применения вытесняющего агента повышенной вязкости - воды. Однако нефтеотдача остается невысокой вследствие невысокой температуры и, вследствие этого, невысокой подвижности, а также невысокого давления вытесняющего агента на вытесняемую нефть.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, согласно изобретению, предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°C в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 тонн на 1 метр мощности продуктивного интервала, закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении меньше 22.064 МПа определяют из соотношения:

где B - водовоздушное отношение закачиваемых компонентов в продуктивный пласт,

R_в - потребность в закачке атмосферного воздуха;

C_в - удельная теплоемкость воды, при температуре Т _зак T<Т_н,

r_п - теплота парообразования;

r_к - выделение тепла при сгорании одного килограмма кислорода;

x - сухость пара;

Т_н - температура насыщенного пара;

Т_зак - температура закачиваемой воды,

а водовоздушное отношение при пластовом давлении, большем 22.064 Мпа, определяют из соотношения:

где C_в - удельная теплоемкость воды, при температуре Т_зак T<Т_max;

Т_max - температура в зоне горения (окисления).

Сущность изобретения

При разработке залежи нефти с применением внутрипластового окисления и/или горения закачка пара с поверхности через нагнетательные скважины практически бесполезна вследствие превращения пара в воду при прохождении по колонне труб от устья нагнетательной скважины до забоя, а при отдалении фронта горения от нагнетательной скважины доведение пара до фронта горения и использование пара в качестве вытесняющего агента становится невозможным из-за полного превращения пара в пластовых условиях в воду. Генерирование пара или перевод воды в сверхкритическое состояние в пластовых условиях на фронте горения представляет собой сложную инженерную задачу, решению которой и посвящено предлагаемое изобретение. Решение этой задачи позволяет использовать пар или сверхкритическую воду в качестве рабочего (вытесняющего) агента на фронте горения и за счет этого решить задачу повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят размещение нагнетательных и добывающих скважин. В нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры 65°C в окрестности скважины радиусом 5-20 м. Такой прогрев гарантирует проведение внутрипластового горения и/или окисления нефти в околоскважинной зоне. Закачивают несколько порций горячей воды в чередовании с растворителем нефти общей массой 5-150 тонн на 1 м мощности продуктивного интервала. Наиболее предпочтительно чередование равных по объему порций горячей воды с температурой на забое скважины 65-100°C и растворителя нефти. В качестве растворителя нефти может быть использован попутный газ, дистиллят нефти, широкая фракция легких углеводородов, дизтопливо, обессоленная и обезвоженная низковязкая нефть и т.п. Количество чередований порций воды и растворителя может быть от 1 до 10. Применение чередующихся закачек горячей воды и растворителя позволяет промыть околоскважинную зону, чтобы отодвинуть от скважины будущий фронт горения. Закачка воздуха приводит к образованию внутрипластового горения в прогретой зоне на отдалении от скважины и нагреву пласта до 200-400°C. После создания устойчивого фронта горения закачивают нагретую водовоздушную смесь с температурой от 65°C до 200°C, причем водовоздушное отношение определяют из соотношения:

где В - водовоздушное отношение закачиваемых компонентов в продуктивный пласт, ;

R_в - потребность в закачке атмосферного воздуха, нм³;

С_в - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг·°C), при температуре Т_зак T<Т_н;

r_п - теплота парообразования, кДж/кг;

r_к -тепло при сгорании одного килограмма кислорода, кДж/кг;

x - сухость пара, доля единицы;

Т_н - температура насыщенного пара, °C;

Т _зак - температура закачиваемой воды, °C.

Это соотношение получено из следующих соображений. Потребность тепла для перевода в насыщенный водяной пар закачиваемой воды в расчете на единицу массы определяют следующим балансовым соотношением:

где Q - потребность тепла, кДж/кг.

На основе стехиометрического анализа окислительных реакций известно, что при потреблении одного килограмма кислорода выделение тепла составляет r_к=10500-12600 кДж/кг. Тогда для нагрева и перевода в пар 1 кг горячей воды потребность в кислороде R_к при его полном сгорании составит:

где R_к - потребность кислорода, кг/кг.

Если в качестве окислителя использовать атмосферный воздух, то потребность в нем R_в составит:

где R_в - потребность воздуха, кг/кг.

Обычно водовоздушное отношение определяется объемными величинами. В этой связи соотношение (3) может быть представлено в следующем виде:

Определенная величина водовоздушного отношения может обеспечить перевод закачиваемой воды в пар (это возможно только при пластовом давлении меньше критического 22,064 МПа). В этом случае водовоздушное отношение составит:

где В - водовоздушное отношения закачиваемых компонентов в продуктивный пласт, .

При пластовом давлении большем критического (>22.064 МПа) вода не будет кипеть, а плавно перейдет в сверхкритическое состояние, поэтому формула (5) примет вид:

где

С_в - теплоемкость воды, кДж/(кг °C), при температуре Т_зак Т<Т_max;

Т_max - температура в зоне горения (окисления), °C.

Значение температуры в зоне окисления зависит от множества факторов и может быть оценено лабораторным путем или посредством компьютерного моделирования на тепловом симуляторе.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2450 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, пористость 19%, проницаемость по горизонтали 0,2 мкм², проницаемость по вертикали 0,02 мкм² , нефтенасыщенность 54%, растворимость газа в нефти 50.7 м ³/м³, вязкость в пластовых условиях: нефти 7 мПа·с, воды 0,92 мПа·с, воздуха и газов горения 0.2 мПа·с, плотность в пластовых условиях: нефти 756 кг/м ³, воды 1012 кг/м³, воздуха 218 кг/м³ , газов 296 кг/м³, начальные пластовые: давление 25 МПа, температура 40°C, давление закачки воды 37 МПа, воздуха и газов 35 МПа, давление на забое добывающих скважин 20 МПа. Средняя температура в зоне окисления 300°C. Залежь разрабатывают по обращенной семиточечной схеме с центральной нагнетательной скважиной.

В нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду с температурой 100°C до прогрева пласта до температуры 74°C в окрестности скважины радиусом 18.7 м. Общая масса пара составляет 1080 т. Затем закачивают четыре порции горячей воды с температурой на забое 80°C и массой 120 тонн каждая, чередуя с закачкой растворителя - дистиллята нефти порциями по 95 тонн каждая. Закачивают воздух массой 145 тонн (121 тыс. нм³), что составляет 0.093 от общей массы закачки воды (1080+120×4). Это продуцирует внутрипластовое горение за пределами промытой призабойной зоны. После создания устойчивого фронта горения закачивают нагретую до 100°C водовоздушную смесь, причем водовоздушное отношение, обеспечивающее полный перевод закачиваемой воды в сверхкритическое состояние, определяют из соотношения (6).

Потребность тепла для разогрева килограмма закачиваемой воды при Р_пл =25 МПа, Т_сред=(Т_max+Т_зак)/2=(300+100)=200°C, составляет С_в(25,200)=4.38 кДж/кг/°C. Выделение тепла при сгорании 1-го килограмма кислорода в пластовых условиях составляет r_к=10500 кДж/кг.

Подставляя в (6), получаем величину водовоздушного отношения:

Разработку проводят в следующем режиме: закачивают в каждую нагнетательную скважину воздух в объеме 60 тыс. норм.куб/сутки, а воду добавляют для обеспечения заданной величины водовоздушного отношения. Всего было проведено 8 расчетов с использованием симулятора STARS компании CMG. Два первых расчета проведены исключительно для сравнения. Первый расчет предполагал закачку только воды, второй - только воздуха. Остальные 6 расчетов отличались температурой водовоздушной смеси и водовоздушным отношением. Результаты расчетов коэффициента извлечения нефти (КИМ) после 50 лет разработки представлены в таблице 1.

Таблица 1
Температура закачиваемого агента	№	Водовоздушное отношение	КИН, %	Варианты
20°C	1	>1000	19.41	сравнительный
2	0	26.00
3	0.001	29.92	прототип
4	0.003	30.41
5	0.005	18.84
100°C	6	0.001	30.09	сравнительный
7	0.003	31.84	предлагаемый
8	0.005	29.05	сравнительный

Таким образом, на участке разработки с использованием предлагаемого способа достигается нефтеотдача 31.8%, в то время как по прототипу нефтеотдача равна 29.9, 30.4 и 18.8% в зависимости от водовоздушного отношения, то есть в среднем 26.4%. Повышение КИН составило в среднем 5.5%.

Отметим, что значение водовоздушного отношения, рассчитанного по формуле (6), и позволило получить наибольший КИН.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи залежи.