Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефтяных месторождений

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности способа. Закачивают в скважину газ и водный солевой раствор. В пласте образование зоны кристаллов осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом. В качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, в качестве водоудаляющего агента - этанол и/или метанол. Вытеснение нефти солевым раствором, вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительное действие на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ .

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК..SU„, 1590050 (5))g Е 21 В 43/24

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н flATEHTY

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4027849/24-03 (22) 19.07.86 (31) 4315/84 (32) 21. 11.84 (33) HU (46) 30.08.90. Бюл. И - 32 (71) Мадьяр Сенхидрогенипари КутатоФейлесте, Интезет, Кеолай еш фельдгазбансьасати Валлалат (HU) (72) Михай Медьери, Иштван Конц, Тибор Паал, Дьердь Тисаи и Антал Ситтар (Hu) (53) 622.276(088,8) (54) СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ВЕРТИКАЛЬ

НО ЗАЛЕГАЮЩИХ ГЕТЕРОГЕННЫХ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57} Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель

Изобретение относится к способу увеличения добычи нефти из месторождений,разрабатываемых вытеснением газом, подземным сжиганием или паром.

Цель изобретения — повышение эффективности способа.

При вытеснении газом ни один из известных способов не приводит к удовлетворительному результату. Кроме того, они требуют применения дорогостоящих пенообразующих поверхностноактивных веществ, полимеров, диспергирующих агентов, что делает эти способы неэкономичными. Применение известных способов затрудняется также тем, что взаимодействие нефтеносной породы и жидкости в пласте могут из2 изобретения — повышение эффективности ,способа. Закачивают в скважину газ и водный солевой раствор. В пласте образование зоны кристаллов осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом. В качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, в качестве водоудаляющего агента — этанол и/или метанол. Вытеснение нефти солевым раствором, вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительное дейст- . вие на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода. менять состав соединений, что делает процесс вытеснения неконтролируемым.

Предлагаемый способ осуществляется введением в месторождение водного раствора соли и последующим образованием кристаллов соли в порах нефтеносной породы за счет полного или частичного удаления растворителя.

Для водного раствора применяют од-. ну или больше неорганических солей, например хлорид натрия, хлорид калия, (,ф сульфат натрия и др °, или двойную соль, например смешанный сульфат калия и алюминия. Соль .может образоваться также in situ в месторождении.

Особенно предпочтительно применение

1590050 хлорида натрия в качестве солил для водного раствора.

Кристаллы соли в нефтеносной породе образуются за счет частичного или полного удаления растворителя с помо5 щью известных способов, например за счет выпаривания, разложения и др.

Растворитель удаляют водоудаляющим агентом. !О

Обладающие высокой проницаемостью участки гетерогенной нефтеносной породы оказывают нежелательное влияние на объемное вытеснение и на затрудненные кристаллами соли или блокированные по- 5 токи.

При желании осадившиеся кристаллы соли частично или полностью растворяют, закачивая дополнительный растворитель в месторождение, при этом воз- 20 можно повторное образование кристаллов соли в других зонах месторождения.

Этим путем в зависимости от имеющихся условий можно контролировать проницаемость различных участков нефтенос» 25 ных пород.

Повышение добычи из нефтеносных пород, разрабатываемых введением газа, подземным сжиганием или вытеснением паром, достигается введением водного солевого раствора в месторождение и образованием кристаллов соли и порах нефтеносной породы за счет полного или частичного удаления растворителя при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом.

Возможно повторное растворение (частичное или полное) выделившихся кристаллов соли закачиванием в месторождение дополнительного растворителя

40 с возможным образованием кристаллов соли в других частях месторождения.

Водоудаляющим агентом служит этанол и/или метанол.

Вытеснение нефти солевым раствором.45 . вводимым в нефтеносную породу, оказы» вает положительный эффект на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.

Пример 1. Пористый песчаник имеет следующие параметры: пористость

0,2.! (предельные значения 0,17 и 0,23) проницаемость 0,060 рм (предельные значения 0,01-0, 1 рм ): температура слоя 64 С; исходное давление в слое

100 атм; отношение растворенного газа и нефти 56 м /мз, коэффициент изменения объема 1,225; плотность нефти в породе при 20 С 819 кг/м, исходное относительное содержание воды

0,3, Первичную добычу из породы осущест-вляют снижением давления до 36 атм.

Выход (добыча) (Е e ), обусловленный вытеснением за счет действия растворенного газа и воды, равен 0,38.

После первичной добычи месторождение разрабатывают затем способом вторичного извлечения с использованием природного газа, содержащего 80% двуокиси углерода.

Два соседних участка нефтяного месторождения, имеющие идентичные параметры и разрабатываемые обводнением из пяти точек, использованы для сравнения известного способа с испольэованием двуокиси углерода и предлагаемого способа.

Каждый из участков с пятью пунктами обводнения имеет объем лор 17500 м и содержит исходно 10000 м нефти.

При первичной добыче извлекают 3800 м нефти (Е „, = 0,38).

Добычу с первого участка обычным способом с использованием двуокиси углерода осуществляют следующим образом.

Давление в слое нефтеносной породы повышают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода, через скважину накачки, а через скважину добычи производят контролируемое получение нефти. При закачивании природного газа, содержащего двуокись углерода, в количестве 0,36 объема пор (при 100 атм и бч С) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем проводят циклическое введение вода — газ при 100 атм (газприродный, содержащий 80% двуокиси углерода, а вода — свежая).

В результате закачивания газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на О, 12. В конце вторичной добычи снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03.

В результате получают выход вторичной добычи нефти (Ек,), равный 0,18, т.е. общий полученный выход нефти (Е равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода, может быть применен предлагаФормула изобретения

Составитель И..Лопакова

Редактор М, Петрова Техред M,Äèäûê Корректор H. Ревская

Заказ 2550 Тираж 483 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СЧСР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101

5 15900 емый способ как способ третичной добычи.

Характеристики проходящего потока позволяют предположить, что в эксплуатации задействована 70А-ная доля эфс

5 фективной толщины слоя.

На первой стадии процесса через скважину нагнетания в пласт закачивают 0,3 от объема пор природного газа, 10 содержащего диоксид углерода, и 0,3 от объема пор концентрированного раствора хлорида натрия, затем 0 05 от объема пор этанола, дополнительно 0,3 от объема пор осушенного углекислого газа и 0,5 от объема пор воды.

При третичной добыче с использованием предлагаемого способа дополнительно получают 20Х нефти (Е „

0,2), т ° е. результирующий выход не- 20 фти (Е з) составляет 0,76.

Пример 2. Предлагаемым способом производят вторичную добычу неф ти со второго участка.

Первая стадия способа, т.е. повы .25 .шение давления в слое до 100 атм с помощью природного газа, содержащего

80Х двуокиси углерода, при контролируемом выходе нефти, идентична первой стадии дополнительного извлечения неф-30 ти с первого участка.

При закачивании газа в количестве

0,.36 объема пор .получают дополнительное количество нефти 0,03. Затем в месторождение закачивают концентриро35 ванный раствор соли в количестве 0,3 объема пор и содержащий двуокись уг. лерода природный газ в количестве

50 6

0,3 объема пор дозами приблизительно

0,05 объема пор и меньше, и в конце в слой вводят газ в количестве 0 15 объема пор. Повышение выхода нефти равно 24Х.

На последней стадии способа закачивают свежую воду в количестве 0 3 объема пор и получают повышение выкода нефти на 12Х.

В результате вторинной добыни получают дополнительное количество нефти (Е яе 0,39) и общий выход нефти повышается до Е = 0,27. Этот резуль" тат превышает выход нефти, получаемьг с использованием обычного способа вторичной добычи на 0,21.

Способ добычи нефти из вертикально залегающих гетерогенных нефтяных месторождений путем закачки газа и водных солевых растворов и образования в пласте зоны кристаллов соли, выпавших из раствора, и перемещение этой зоны в пласте, отличающийся тем„что, с целью повышения эффективности способа, образование зоны кристаллов соли осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом, причем в качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, а в качестве водоудаляющего аген та — этанол и/или метанол.