Способ разработки нефтяного месторождения

 

Способ относится к нефтегазовой промышленности, а именно к разработкам нефтяных месторождений с целью повышения нефтеотдачи. Повышение нефтеотдачи и/или приемистости нагнетательных скважин нефтяного месторождения с глиносодержащим коллектором достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения предварительно перед закачкой через нагнетательные скважины в глиносодержащий коллектор минерализованной вытесняющей воды и отбора флюидов через добывающие скважины, определяют коэффициент глинистости нефтяного коллектора и одновременно с закачкой минерализованной вытесняющей воды создают в нефтяном коллекторе поле упругих колебаний с виброускорением более 0,1g, где g - ускорение свободного падения. При этом минерализацию закачиваемой вытесняющей воды устанавливают в соответствии с соотношением , где C - минерализация вытесняющей воды, гл/л; A - коэффициент, определяющий диапазон изменения величины минерализации закачиваемой воды в интервале /0,75 1,1/; C1 - минерализация, обеспечивающая максимальный коэффициент при коэффициенте глинистости коллектора K_гл , г/л; B - коэффициент, определяемый экспериментально при максимуме эффекта, г/(л·%); K_гл - коэффициент глинистости коллектора, %; K_гл - коэффициент глинистости, для которого найдена минерализация C1, %. При уменьшении приемистости нагнетательных скважин давление закачки ступенчато увеличивают, при этом поле упругих колебаний периодически включают и выключают. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с целью повышения нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с глиносодержащими коллекторами, в котором увеличение коэффициента вытеснения или нефтеотдачи глиносодержащих коллекторов достигается за счет набухания глинистой составляющей, вызываемого закачкой пресной воды [1]. Недостатком способа является невозможность реализации способа в большинстве практических случаев из-за необходимости создания больших перепадов давления при закачке пресной воды. Этот способ практически не реализуем в случае пластов со слабопроницаемыми коллекторами и коллекторами с большим содержанием глин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения с глиносодержащими коллекторами путем закачки через нагнетательные скважины минерализованной воды, например морской, влияющей на размер глинистых частиц и, следовательно, на проницаемость. Первоначально закачивается в коллектор пресная вода, что вызывает разбухание глинистых частиц, уменьшение проницаемости пласта и выдавливание нефти из пор. Затем в коллектор нагнетается минерализованная вода, проталкивающая нефть к забоям добывающих скважин, через которые производится отбор флюидов [2].

К недостаткам этого способа относятся следующие. В связи с закачкой пресной воды способ применим только к малоглинистым коллекторам, минеральный состав глин которых восприимчив к пресной воде. Уменьшение проницаемости коллектора при реализации способа требует больших перепадов давления при закачке пресной, а затем минерализованной воды. Он не может быть осуществлен на месторождениях с высокоглинистыми и слабопроницаемыми коллекторами из-за необходимости создания очень больших перепадов давления, в некоторых случаях превышающих давление разрыва пласта.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и/или приемистости нагнетательных скважин нефтяного месторождения с глиносодержащими коллекторами.

Достигается это тем, что в способе разработки нефтяного месторождения путем закачки через нагнетательные скважины в глиносодержащий коллектор минерализованной вытесняющей воды и отбора флюидов через добывающие скважины, определяют коэффициент глинистости нефтяного коллектора и одновременно с закачкой минерализованной вытесняющей воды создают в нефтяном коллекторе поле упругих колебаний, с виброускорением более 0,1g, где g - ускорение свободного падения, при этом минерализацию закачиваемой вытесняющей воды устанавливают в соответствии с соотношением C = A[C1+B [( K_гл-K)] , где C - минерализация вытесняющей воды, г/л; A - коэффициент, определяющий интервал изменения величины минерализации закачиваемой воды (A = 0,75 - 1,1); C1 - минерализация, обеспечивающая максимальный эффект при коэффициенте глинистости коллектора K, г/л; B - коэффициент, определяемый экспериментально при максимуме эффекта, г/(л˙%); K_гл - коэффициент глинистости коллектора, %; K - коэффициент глинистости коллектора, для которого найдена минерализация C1,%.

При уменьшении приемистости нагнетательных скважин давление закачки ступенчато увеличивают, при этом поле упругих колебаний периодически включают и выключают.

Существенными признаками изобретения являются: 1. Закачка через нагнетательные скважины в глиносодержащий коллектор минерализованной вытесняющей воды.

2. Отбор флюидов через добывающие скважины.

3. Определение коэффициента глинистости нефтяного коллектора.

4. Создание в нефтяном коллекторе поля упругих колебаний с виброускорением более 0,1g, где g - ускорение свободного падения.

5. Проведение операций 1 и 4 одновременно.

6. Установление минерализации закачиваемой вытесняющей воды в соответствии с соотношением C = A[C1+B(K_гл-K)].

7. При уменьшении приемистости нагнетательных скважин давление закачки ступенчато увеличивают.

8. Поле упругих колебаний периодически включают и выключают.

9. Операции 7 и 8 производят одновременно.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом.

Признаки 3-6 являются общими существенными отличительными признаками.

Признаки 7-9 являются частными существенными признаками.

Примеры конкретного выполнения.

На фиг. 1 показаны графики экспериментальных зависимостей нефтеотдачи моделей пласта от накопленного объема прокачанных жидкостей через модели пласта в поле и без поля упругих колебаний; на фиг. 2 - графики зависимостей нефтеотдачи от минерализации закачиваемой воды для моделей с 5% глинистости и без глин.

В табл. 1 приведена нефтеотдача при вытеснении нефти из моделей пласта водой разной минерализации; в табл. 2 представлены отношения приемистостей по воде при вытеснении нефти из моделей пласта.

Предлагаемый способ основан на результатах лабораторных опытов. Опыты проводились при перепадах давления 0,0066 - 0,1 МПа на физических моделях пласта длиной 40 см и внутренним диаметром 2,8 см. Модели пористой среды содержали 95% кварцевого песка фракций 0,05 - 0,2 мм и 5% бентонитовой глины или 90% кварцевого песка тех же фракций и 10% бентонитовой глины, или 100% кварцевого песка. Проницаемость моделей пласта по азоту была в пределах 0,3 - 0,4 мкм², пористость - 25%. В качестве моделей пластовых жидкостей использовалась дистиллированная вода с минерализацией 30 - 200 г/л NaCl и смесь керосина с трансформаторным маслом вязкостью 5,0 МПа˙с.

Перед проведением опытов в моделях пласта создавалась остаточная водонасыщенность. Для этого модель пласта насыщалась водой с минерализацией 200 г/л NaCl, которая служила моделью пластовой воды, и затем вытеснялась моделью нефти до полного прекращения выхода воды из модели пласта.

Поле упругих колебаний в моделях пласта создавалось вибростендом, на столе которого жестко крепили исследуемые модели пласта.

В результате проведенных опытов на моделях пласта установлено, что увеличение нефтеотдачи и приемистости в поле упругих колебаний наблюдалось при виброускорении более 0,1g, где g - ускорение свободного падения.

Первая серия опытов была проведена на моделях пласта с 5% глинистости. Результаты этих опытов представлены графиками на фиг. 1, фиг. 2 и в табл. 1. На фиг. 1 показаны графики экспериментальных зависимостей нефтеотдачи моделей пласта от накопленного объема прокачанных жидкостей через модели пласта в поле и без поля упругих колебаний. На фиг. 1 график 1 характеризует процесс вытеснения нефти водой с минерализацией 150 г/л NaCl без поля упругих колебаний. При прокачке жидкостей нефтеотдача сначала резко, а затем медленно увеличивалась и достигла 69,0% при прокачанном объеме жидкости, равном 1,5 поровых объема. Графиком 2 показан результат процесса вытеснения нефти, когда аналогичная модель пласта с самого начала вытеснения находилась в поле упругих колебаний. При прокачке такого же объема той же жидкости в этом случае нефтеотдача уменьшилась и была равной 67,6%. График 3 характеризует процесс вытеснения нефти из аналогичной модели, когда поле упругих колебаний было включено после прорыва воды и достижения обводненности вытесняемой жидкости величины 90%. В этом случае, как видно из графика 3, после включения поля упругих колебаний (момент включения поля на графике показан треугольником) наблюдался второй резкий рост нефтеотдачи.

Аналогичные результаты получены при других составах минеральных компонентов в закачиваемой и пластовой водах.

Зависимости нефтеотдачи от накопленного объема жидкостей в поле и без поля упругих колебаний были замерены при минерализациях вытесняющей воды 50, 100, 150 и 200 г/л. Параметры поля упругих колебаний были одинаковыми при различной минерализации вытесняющей воды. Результаты этих опытов приведены в табл. 1 и показаны графиками на фиг. 2.

Воздействие поля упругих колебаний на нефтяной глиносодержащий коллектор при его обводненности более 90% приводит к консолидации и соединению разрозненных капель и целиков нефти. Увеличение минерализации воды до 150 г/л приводит к уменьшению набухания глинистой составляющей коллектора по сравнению с набуханием при минерализации 50 - 100 г/л, с чем связано увеличение эффективных проницаемостей коллектора по нефти и воде. Поэтому наложение поля упругих колебаний при минерализации вытесняющей воды 150 г/л приводит к более эффективному проталкиванию нефти через коллектор и увеличению нефтеотдачи, в нашем опыте до 86,8% (график 3 на фиг. 1).

Опыты, проведенные при величине глинистости 5 - 15%, также показали, что использование поля упругих колебаний при обводненности нефтяного глиносодержащего коллектора более 90% приводит к существенному увеличению нефтеотдачи.

Серии опытов на моделях с разной глинистостью по вытеснению нефти водой разной минерализации показывают, что наибольшую нефтеотдачу в поле упругих колебаний можно получить при минерализации вытесняющей воды, равной C = C1+B(K_гл-K), г/л , (1) где C - минерализация вытесняющей воды, г/л,
K_гл - коэффициент глинистости,%,
B - коэффициент, определяемый из эксперимента при максимуме эффекта (в частности, нефтеотдачи) по формуле
B = г/(л*%) ,
C1= Cm(K), (2) где C_m( K) - минерализация закачиваемой воды, обеспечивающая получение максимального эффекта (в частности, нефтеотдачи) при глинистости коллектора K, Cm(K) - минерализация закачиваемой воды, обеспечивающая получение максимального эффекта (в частности, нефтеотдачи) при другой глинистости K.

Из графиков, показанных на фиг. 1, и результатов, приведенных в табл. 1, которые получены для моделей пласта с глинистостью 5%, видно, что наибольшая нефтеотдача в поле упругих колебаний достигнута при минерализации C = 150 г/л. При K = 0 имеем из представленных в табл. 1 результатов, что наибольшая нефтеотдача получена при Cm(K) = 100 г/л, т.е. C1 = 100 г/л. Следовательно, коэффициент A равен A = (150 - 100)/5 г/(Л˙%) = 10 г/(Л˙%).

На фиг. 2 показаны графики зависимостей нефтеотдачи моделей пласта с глинистостью 5% от минерализации закачиваемой воды в поле упругих колебаний (график 1) и без поля упругих колебаний (график 2). Графиком 3 показана зависимость нефтеотдачи от минерализации закачиваемой воды для модели пласта с такими же параметрами но без глин в поле упругих колебаний, графиком 4 - эта же зависимость для аналогичной модели пласта без поля.

Пунктиром на фиг. 2 показан уровень нефтеотдачи 83,5%, который можно было бы ожидать в качестве максимального уровня нефтеотдачи от применения поля упругих колебаний, исходя из опыта при закачке модели пластовой воды с минерализацией 200 г/л. Из графиков 1 и 2 на фиг. 2 и табл. 1 видно, что прирост нефтеотдачи в поле при закачке воды с минерализацией 200 г/л составил 8,8%. Ожидаемый уровень 83,5% (пунктир на фиг. 2) получен путем увеличения максимальной величины нефтеотдачи 74,7% (точка D на графике 2), полученной без поля на глинистом коллекторе, на величину 8,8%.

Таким образом, обнаруженный эффект от применения поля упругих колебаний к вытеснению нефти в глинистом коллекторе при минерализации вытесняющей воды в интервале 110-160 г/л (точка A и B на графике 1) дает возможность увеличить нефтеотдачу на 1,6% при C = 110 г/л, на 9% при C = 150 г/л и на 7,9% при C = 160 г/л.

Аналогичная величина этого интервала - (0,75 - 1,1)C, где C - минерализация закачиваемой воды, при которой получена максимальная нефтеотдача в поле упругих колебаний, установлена и при других величинах коэффициента глинистости K_гл. Поэтому минерализацию закачиваемой вытесняющей воды выбирают в интервале A = (0,75 - 1,1) от величины минерализации C, определяемой соотношением C = C1 + B (K_гл - K), г/л.

При глинистости моделей, равной 10%, наибольшая нефтеотдача получена при минерализации 180 г/л. В этом случае коэффициент B равен 8 г/(л˙%). Оптимальная величина минерализации при K_гл = 5% при B = 8 г/(л˙%) будет 140 г/л, что также входит в диапазон оптимальных значений минерализации.

При отсутствии глинистой составляющей в аналогичных моделях пласта поле упругих колебаний, как видно из графиков 3 и 4 на фиг. 2, позволяет увеличить нефтеотдачу всего лишь на 1,5 - 6,2% при закачивании воды в том же интервале минерализации.

Следующая серия опытов проведена с целью исследования приемистостей по воде моделей пласта при вытеснении нефти минерализованной водой в поле упругих колебаний. Параметры моделей пласта были такими же, как и в других сериях опытов: глинистость - 5 - 15%, проницаемость - 0,3 - 0,4 мкм², пористость - 25%. Перепад давления был 0,0066-0,1 МПа. Минерализация вытесняющей воды - 50 - 200 г/л. В качестве модели нефти использовалась смесь керосина с трансформаторным маслом вязкостью 5,0 МПа˙с.

Результаты опытов для моделей с глинистостью 5% приведены в табл. 2. Из данных табл. 2 видно, что при постоянном перепаде давления 0,0066 МПа уменьшение минерализации закачиваемой воды с 200 до 50 г/л приводит к уменьшению приемистости моделей (отношение приемистостей по воде уменьшилось с 1 до 0,19).

При помещении моделей пласта в поле упругих колебаний приемистость моделей по воде значительно увеличилась. Как видно из данных табл. 2, отношение приемистостей по воде увеличилось до 1,45 - 1,64 при минерализации 150 - 200 г/л. Уменьшение же минерализации воды до 50 г/л дало возможность прореагировать глинистой составляющей, и фильтрация при неизменном перепаде давления 0,0066 МПа прекратилась. Поле упругих колебаний не восстановило фильтрацию.

Однако, как видно из данных табл. 2, увеличение перепада давления в два раза (0,013 МПа) привело к резкому увеличению приемистости модели пласта в поле упругих колебаний при минерализации воды 50 - 100 г/л. Отношение приемистости по воде в поле упругих колебаний к приемистости без поля возросло до 3,12 - 4,3. Приемистость моделей пласта при минерализации 50 - 100 г/л осталась такой же высокой и после отключения поля упругих колебаний - отношение приемистости по воде после воздействия поля к приемистости до воздействия полем было равно 3,0-4,1 после отключения поля.

Наибольшая приемистость по воде (отношение приемистостей 4,3) модели пласта при минерализации закачиваемой воды 50 г/л получена в поле упругих колебаний, которое периодически включалось и выключалось, а вытеснение нефти водой было непрерывным.

Увеличение перепада давления в два раза (0,013 МПа) при минерализации 150-200 г/л приводило к меньшему увеличению приемистостей моделей пласта по воде (отношение приемистостей в поле и без поля упругих колебаний).

Таким образом, с точки зрения увеличения приемистости оптимальной для K = =5% является минерализация 100 г/л. Определение оптимальной минерализации для другого значения коэффициента глинистости также может быть проведено по формуле C = С* + B˙(K_гл - K), где звездочка означает, что значения параметров получены на основе изучения приемистости.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий закачку через нагнетательные скважины в глиносодержащий коллектор минерализованной вытесняющей воды и отбор флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой минерализованной воды предварительно определяют коэффициент глинистости нефтяного коллектора и одновременно с закачкой минерализованной вытесняющей воды создают в нефтяном коллекторе поле упругих колебаний с виброускорением 0,1 g, где g - ускорение свободного падения, при этом минерализацию закачиваемой вытесняющей воды устанавливают в соответствии с соотношением
C = A[C₁+ B(K_гл - K_гл1)] ,
где C - минерализация вытесняющей воды, г/л;
A - коэффициент, определяющей интервал изменения величины минерализации закачиваемой воды (A = 0,75 ... 1,1);
C₁ - минерализация, обеспечивающая максимальный эффект при коэффициенте глинистости коллектора K_гл1, г / л;
B - коэффициент, определяемый экспериментально при максимуме эффекта, г / (л * %) ,
K_гл - коэффициент глиностости коллектора, %;
K_гл1 - коэффициент глиностости коллектора, для которого найдена минерализация C₁,%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при уменьшении приемистости нагнетательных скважин давление закачки ступенчато увеличивают, но не выше давления гидроразрыва пласта, при этом поле упругих колебаний периодически включают и выключают.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4