Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

 

Изобретение относится к способам разработки месторохадений подвижных углеводородов. Цель изобретения - повышение коэффициента углеводородоотдачи. Для того на образцах горных пород обрабатываемого пласта выбирают растворитель. Растворитель должен отмывать органические вещества, выпавшие из (конденсата в призабойной зоне и смешиваться с рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор. В пласт закачивают растворитель в режиме капиллярной пропитки до достижения критической газонасыщенности. Затем закачивают рабочий раствор в режиме капиллярной пропитки и извлекают углеводороды через эту скважину. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.слсИзобретение относится к способам разработки месторождений подвижных углеводородов . и предназначено для интенсификации добычи углеводородов.Цель изобретения - повышение козффициента углеводородоотдачи.В способе разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, 'включающем закачку жидкости в зону газоносности, отбор жидких углеводородов вместе с потоком газа через добывающие скважины, контроль за накоплением конденсата в призабойной зоне геофизическими, гидродинамическими или геохимическими методами, предварительно на образцах горных пород из продуктивной толщи или литологически сходных со слагающими обрабатываемый интервал пласта выбирают растворитель, обеспечивающий отмывку выпавших тяжелых углеводородных компонентов конденсата, а также органических веществ, имеющихся в пласте, и смешивающийся в пластовых условиях с пластовыми флюидами и гидрофилизующим раствором, растворитель вводят в прискважинную зону в режиме капиллярной пропитки или при малых градиентах давления, затем в режиме капиллярной пропитки оттесняотего в пласт рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор коллекторов призабойной зоны. Большинство коллекторов нефти и газа частично гидрофобны. При этом чем меньше в них содержание остаточной воды, тем больше вероятность их дальнейшей гидрофобизации при попадании в поровые каналы жидких углеводородов. Выпадающий в призабойной зоне конденсат постепенно прорывает пленку остаточной воды и еще больше гидрофобизирует поверхность по-^Ою о

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (и)з Е 21 В 43/22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4201964/ОЗ (22) 31 12.86 (46) 23.02.92. Бюл. ЬЬ 7 (71) Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа (72) Т,И, Абдуллаев, В.Ю. Бахишев, Л.Б. Берман, С.С. Берман, Г,Г. Гумбатов, O,Э. Караш, С.М. Касумов, Л.Г. Кульпин, А.Х, Мирзаджанэаде, А.В, Соколов, О,В. Чубанов и Б.С.

Зйдлин (53) 622.276(088,8) (56) Патент США М 3915233, кл. 166 307, опубл. 1975.

Изобретение относится к способам разработки месторождений подвижных углеводородов и предназначено для интенсификации добычи углеводородов.

Цель изобретения — повышение коэффициента углеводородоотдачи.

В способе разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающем закачку жидкости в зону газоносности, отбор жидких углеводородов вместе с потоком газа через добывающие скважины, контроль эа накоплением конденсата в призабойной зоне геофизическими, гидродинамическими или геохимическими методами, предварительно на образцах горных пород из продуктивной толщи или литологически сходных со слага-. ющими обрабатываемый интервал пласта выбирают растворитель, обеспечивающий отмывку выпавших тяжелых углеводородЯ0,, 1714096 А1 (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57) Изобретение относится к способам разработки месторождений йодвижных углеводородов. Цель изобретения — повышение коэффициента углеводородоотдачи. Для того на образцах горных пород обрабатываемого пласта выбирают растворитель.

Растворитель должен отмывать органические вещества, выпавшие из конденсата в призабойной зоне и смешиваться с рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор. В пласт закачивают растворитель в режиме капиллярной пропитки до достижения критической газонасыщенности. Затем закачивают рабочий раствор в режиме капил- . лярной пропитки и извлекают углеводороды через эту скважину, 1 з.п. ф-лы, 3 табл. ных компонентов конденсата, а также органических веществ, имеющихся в пласте, и смешивающийся в пластовых условиях с пластовыми флюидами и гидрофилизующим раствором, растворитель вводят в прискважинную зону в режиме капиллярной пропитки или при малых градиентах давления, затем в режиме капиллярной пропитки оттесняют его в пласт рабочим раствором, гидрофилизующим поверхность пор . коллекторов призабойной зоны. Большинство коллекторов нефти и газа частично гидрофобны. При этом чем меньше в них содержание остаточной воды, тем больше вероятность их дальнейшей гидрофобизации при попадании в поровые каналы жидких углеводородов. Выпадающий в призабойной зоне конденсат постепенно прорывает пленку остаточной воды и еще больше гидрофобизирует поверхность по1714096 ровых каналов. 8 итоге в призабойной зоне породы становятся все более гидрофобными, а к поверхности "прилипает" конденсат, становясь напорно неподвижным, Гидрофилизация поверхности пор и обеспечение 5 в пласте критической газонасыщенности приводит к тому, что жидкий конденсат, попадая в такую пористую среду, не успевает прорвать утолщенную пленку воды и является нэпорно подвижным, т.е, выносится из 10 пваста в скважину в жидком состоянии в потоке газа, Для того, чтобы создать гидрофильный слой на поверхности породы, в разрабатываемом продуктивном пласте необходимо обеспечить контакт гидрофилизу- 15 ющего раствора с поверхностью, что возможно при удалении органических веществ (жйдких и твердых), удерживаемых на поверхности поровых, каналов,, Растворитель жидких и твердых углеводородов дол- 20 жен. выбираться нэ образцах керна s зависимости от свойств пористой среды, качественной и количественной насыщенности эдсорбиро ванн о го порового пространства углеводородами, свойств вы- 25 павшего конденсата, а также органического вещества.. Органические вещества (08), содержащиеся в пластах газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и обуславливающие как. их частичную гидро- 30 фобность, так и налипэние конденсата, могут быть представлены тяжелыми углеводородами, смолами и асфальтенами.

Их удаление с поверхности пор терриген- ных и карбонатных пластов достигается ис- 35 пользованием органических растворителей (бензин, стабильный конденсат, дихлорэ-. тан, бензОл, хлороформ, диметилформамид,. четыреххларистый углерод и др.), а также . спиртобензольной смеси. Последователь- 40 ное растэорение различных 08 позволяет проаести наиболее полйую и контролируемую (в частности, по данным хроматографи. ческих исследований) отмывку пород.

Выбор растворителей диктуется как соста- 45 аом органического вещества в породах, так и условиями отмывки (температуры пласта и кипения растворителя, наличие токсичных веществ и т.д.). В ряде случаев от ергвнического вещества породу можно отмыть спир- 50 тами (например, метанолом). При наличии в породе смол и асфал ьтенов, а также некоторых тяжелых углеводородов, ни спирты, ни легкие органические растворители (хлороформит.п,) не обеспечивают полнуюотмыв- 55 ку. 8 этих случаях необходимо применение набора последовательно используемых растворителей, g том числе содержащих тяжелые углеводороды (высококипящие бензины, диметилформамид и др,), а также спиртобензольную смесь. 8 пластовых ус-. ловиях для обеспечения контакта растворителя с породой и адсорбированным на ней . органическим веществом в первую очередь необходимо удалить остаточную воду. Это выполнимо, если растворитель обеспечивает смешивающее вытеснение как с водой, твк и подвижными органическими веществами в поровых каналах. Такими свойствами обладают спирты (например, метанол), Если растворяющей активности спирта мало. для удаления 08, то после спирта, обеспечивающего удаление воды,. в пласт надо вводить органический растворитель, который одновременно вытесняет предыдущий раствори-, тель, использованный для удаления остаточной воды в пласте, .Максимальное удаление пластовых флюидов при максимальном значении коэффициента обхвата пор достигается при проникновении раство-. рителя не только в крупные поры, но и в мелкие, При напорной фильтрации растворитель не проникает в застойныэ области крупных пор и в мелкие поры, Поэтому с целью наиболее эффективной отмывки поверхности пор, растворитель должан вводитьая в пласт в режиме кэпиллярной пропитки. Скорость растекания растворителя в газоносном пласте определяется насыщенностью его жидкой фазой и является максимальной при газонасыщенности, близкой к критической, существенно умень-шаясь при газонасыщенностях больше или меньше критической..Поэтому при высокой насыщенности пор жидкой фазой ввод жидкого растворителя из-за низкой скорости ка- пиллярной пропитки. (и, следовательно, долгого простоя скважины) мало эффективен. Закачка при малых градиентах давления растворителя (углеводородного, спиртов и др.) позволяет ускорить в этом случае отмывку пласта от 08, После ввода в присквэжинйую зону растворителя зэкачивают гидрофилизующий рабочий раствор, который, исходя из тех же соображений, что и для растворителя.. вводят в режиме капиллярной пропитки. 8 твх случаях, когда применяется органический растворитель, он we всегда може быть. полностью зэмещен ги рофилиэирующим веществом; Поэтому по- сле промывки пласта спиртом, а затем орзническим растворителем в него вводят растворитель; обеспечивающий смешивающее вытеснение с органическим растворителем и гидрофилизующым раствором. 8 качестве такого растворителя можно использовать спирты (метанол, этанол и т.д.).

Повышение коэффициента эксплуатации скважин достигается за счет более эффективной обработки отмытой поверхности пор

1714096 и, следовательно, увеличения продолжительности эффекта обработки.

Изложенное подтверждается результатами лабораторных и сквэжинных экспериментальных исследований, Лабараторныв работы проведены на модели пористой среды длиной 1,1 м и диаметром 0,035 и, Газеконденсзтуэя смесь с газовым факторам

310 Нмэ(м и давлением насыщения 18,3 МПа составляется из конденсата и природного газа.

Смзчивземость пористых сред регулируется . величиной остаточной водонасыщенности 9l растворами ЙАВа, которые адсорбируются на поверхности пор и. гидрофилиэуют ее, . Остаточную водонэсыщенность создают путем разнонаправленной продуакй азотам водонасыщенных моделей пласта с выдержкой во времени. Be всех опытах определя-. ется объем пор и проницаемость .по азоту при постоянном перепаде давления. Остаточная ведонэсыщенность контролируется взвешиванием. В серии опытов по оценке влйяния водонэсыщенности на конденсзтоотдвчу получены результаты, приведенные в табл 1, Из табл. 1 четко видно, что койденсэто-: отдача существенно растет с увеличением количества остаточной воды. Исследовано влияния режима закачки. гидрофилиэующего раствора нэ конденсатоотдачу. С этой целью в модели пласта описанным сгесо.бом достигается водойзсыщенность 0,22.

Затем модель насыщают газожидкостной смесью и проводят контролированный (вэвеаивзнием) процесс истощения. В сле-: дующей серии опытов в истощенную модель ззкзчивэют 50 см воды и продавливают газом при давлении 22,0 МПа, после чего насыщают модель исходной газо. жидкостной смесью до стабилизации газового фактора на выходе и контролируют процесс истощения. Было установлено; что в модели после первого истощения остаточная конденсатонасыщенность S» равна

0,15. После прокачки 1,5 объемов первого пространства воды S»- 0,12, после повторного истощения 8»= 0,13. Таким образом, .напорный ввод воды оказывается малоэффективным. Далее проведен аналогичный опыт на модели пласта при последовательной пропитке ее метанолом(90 см ) и 0,15фным растворам сульфанола (ЗО см ). . Влияние отмывки поверхности метанолом и .пое адукицей гидрофилизации ее ПАВомиз .коидеисэтоотдачу иллюстрируется данными, приведенными.в табл, 2.

Экспериментальные исследования не моделях пласта подтверждают существенное влияние смачиваемости поверхноати пар и насыщенности нз конденсзтаотдзчу.

„а также темпа отмывки поверхности пор и режима закачки растворителя и гидрофили- . эующего раствора на эффективность создания гидрофильнога слоя, Техническое

5 решение позволяет эффективно гидрофилизовэть поверхность парово 0 пространства при увеличении коэффициента эксплуатации скважин. Исследуют керновый материал, Образцы керна экстрагируют в кипящем

10 бензоле, а затем полученная вытяжка подвергается, хроматогрзфическому зналиэу, который показывает, что в. породе весьма мала доля тяжелых углеводородов. Это позволяет считать, что на данном объекте мож15 йо применять .сравнительно слабые растворители, типа метанола. После закрытия скважины в обрабатываемый продуктивный пласт эффективной толщины 12 м в течение 3 сут закачивэют дозаторными на20. сосами 7 м . метанол. Введенный растворитель вытесняет из. прискважинной эоны в пласт 20 м гидрофилизуещий рабочий рас-; .теор, закачанный в течение 3 сут. Гидрофилйзующим раствором служит 1,Д-ный

25 раствор соляной кислоты. Режим капиллярной пропитки при вводе метанола и раствора соляной кислоты обеспечивается за счет соответствующей малой подачи доэаторных насосов(3 м в 1сут) идавлеяия закачки, не з

30:превышающего йластовое. Жидкость продавливают в пласт конденсатом 12 м После этоге скважина остается закрытой в течение

: . 1 сут. При освоении скважины обеспечивается вынос всей жидкости с замером ее ко35 личества и плотности, отбор и айэлиэ.проб углеводорсщов. Параметры работ скважины до и после обработки приведены в табл. 3.

Увеличение плотности добываемого конденсата свидетельствует о вымывании вы40 павшего конденсата и, следовательно, увеличении конденсатоотдэчи. Продолжительность технологического эффекта соста.вила 5 мес. За это время дополнительно добывается 1055 т конденсата и 9,9 млн.м

45 газа.

Формула изобретения

1, Способ разработки газоконденсат. ных и нефтегазоконденсатных месторожде- ний, включающий закачку жидкости в зону

50 газоносности для достижения критической газонасыщенности, контроль за призабойной зоной геофизическими методами и извлечение углеводородов через эту скважину. отличающийся тем, что, с

55 целью повышения коэффициента углеводародоотдачи, предварительно на образцах сорных пород обрабатываемого интервала пласта выбирают растворитель, обеспечивающий отмывку органических веществ, выпавших из «онденсатэ в призабойной зоне, 1714096 В

Тэблицэ1

Тэблица2

ТэблицаЗ

Составитель И.Лопэковэ

Техред М.Моргентал Корректор И.Мускэ

Редактор Н.Гунько

Заказ 669 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Рэувсквя наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул,Гагарина, 101 и смешивающийся с рабочим раствором, гидрофилизуюфим поверхность пор коллекторэ призвбойной зоны, затем в кэчестве жидкости в зону газоносности закэчивэют последовательно. выбранный рвстворитель 5 и рабочий раствор в режиме кэпиллярной пропитки.

2, Способ поп,1,отличающийся тем, что до и после закачки выбранного рестворителя в плэст звквчивэют. в режиме капиллярной пропитки растворитель, обеспечивающий смешиввющее вытеснеwe с плэстовыми флюидами и рэбочим раствором.