Способ увеличения нефтеотдачи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичных методах добычи нефти для увеличения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта. Сущность изобретения: способ включает регулирование - снижение - проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование. Согласно изобретению внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта. По этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой. При этом по группе скважин и по отдельным скважинам проводят текущие замеры обводненности вытесняемой нефти. Для этого отбирают пробы жидкости из вертикально восходящих участков выкидных труб на устье скважины, прерывают вытеснение нефти водой и повторяют закачки оторочек осадкоообразующих реагентов. 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) путем регулирования (снижения) проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением технологии внутрипластового осадкообразования [1] при вторичных методах добычи нефти.

Недостатком известного способа является низкая (в среднем) эффективность и нестабильность эффективности при внедрении на различных участках и месторождениях.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением пат. РФ №2121057, 1998, МПК 7 Е 21 В 43/22. Однако способ недостаточно эффективен по охвату пласта заводнением [прототип].

Целью изобретения является повышение эффективности увеличения нефтеотдачи путем регулирования (снижения) проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением технологий внутрипластового осадкообразования.

Для достижения указанной цели в способе увеличения нефтеотдачи, включающем регулирование процесса путем воздействия на пласт осадкообразующими реагентами, согласно изобретению вначале осуществляют воздействие от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта, по этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой, при этом текущие замеры обводненности проводят по пробам жидкости, отбираемым из вертикально-восходящего потока жидкости на устье скважины.

При этом случае проекция силы, обусловленной разностью удельных весов нефти и воды (γ_в-γ_н=Δγ), т.е. проекция силы Архимеда, действующей на частицы и скопления частиц нефти, будет добавляться к гидродинамической силе, обусловленной разностью давления между нагнетательной и эксплуатационной скважинами (галереями) (Р_н-Р_э=ΔР) (фиг.1), вытесняющей нефть к добывающей (эксплуатационной) скважине (галерее). Если процессы воздействия с применением осадкообразования и вытеснения нефти осуществляют по схеме ВН, т.е. от зоны с более высокой абсолютной отметкой кровли пласта к его зоне с более низкой отметкой, то составляющая силы Архимеда и гидродинамическая сила разности давления действуют на частицы нефти во взаимно противоположных направлениях (фиг.2). Как результат, при осуществлении технологий по схеме НВ, т.е. от зоны с низкой отметки к зоне с более высокой абсолютной отметкой кровли пласта, содержание нефти (f_н), дебит нефти (q_н) и нефтеотдача (η) имеют более высокие значения, чем при осуществлении технологий по схеме ВН.

Пример 1

Способ увеличения нефтеотдачи с применением технологии внутрипластового осадкообразования проводят по схеме НВ на участке прямолинейно-параллельного вытеснения нефти водой в условиях, близких к условиям месторождений с нефтью повышенной вязкости типа арланского. Пласт однороден по толщине (h=500 см), проницаемости (k=0,6 мкм²); удельные веса нефти и воды в пластовых условиях равны соответственно γ_н=0,89 и γ_в=1,1 г/см³; угол наклона пласта к горизонту α=0,5°; фазовые проницаемости для нефти и воды составляют соответственно k_н=0,6 и k_в=0,3 д.ед.; вязкости нефти и воды в пластовых условиях составляют соответственно μ_н=20 и μ_в=1,3 мПа*с; отношение подвижности воды к подвижности нефти (параметр μ_о) составляет μ_о=(k_в*μ_н)/(μ_в*k_н)=(0,3*20)/(1,3*0,6)=7,7 ед. Ширина фильтрационного потока (т.е. длина галереи) В=100 м=10000 см, дебит жидкости единицы ширины потока q_ж=0,5 см³/с, дебит жидкости галереи Q_ж=432 м³/сут. Экономически предельно-низкое или конечное содержание нефти примем f_н=0,02=2 об.%. Примем, что толщина пласта, занятая нефтью, составляет в среднем h_н=98 см, водой h_в=h-h_н=500-98=402 см.

Дебит нефти определим по формуле

где

Содержание нефти в добываемой жидкости и нефтеотдачу (η) в %-ах от балансовых запасов определим по формулам

где k_выт - коэффициент вытеснения (принят равным 0,67).

Для сравнения проведен аналогичный расчет для варианта осуществления метода по схеме ВН. Исходные данные для расчета одинаковы с данными расчета по схеме НВ, кроме угла α, отличающегося на 180° и составляющего 180,5°. Результаты расчетов приведены в таблице.

Сравнение результатов расчетов (строки 1 и 3 таблицы) указывает на более высокую эффективность варианта НВ метода увеличения нефтеотдачи с применением технологии внутрипластового осадкообразования: по варианту НВ дальнейшая добыча нефти рентабельна, т.к. содержание нефти в добываемой жидкости имеет сравнительно высокое значение (f_н=4,1%). По варианту ВН дальнейшая добыча нефти нерентабельна, т.к. f_н достигло предельно-низкого уровня (2%). При этом суммарная водонасыщенная толщина пласта и нефтеотдача для обоих вариантов имеют одинаковые значения, равные соответственно h_в=402 см и η=53,9%. При продолжении разработки пласта по варианту НВ от f_н=4,1% до f_н=2% нефтеотдача достигнет η=60,2% (строка 2 таблицы), т.е. при внедрении варианта НВ нефтеотдача увеличится на 6,3% от балансовых запасов по сравнению с вариантом ВН.

Сравнение эффективности МУН с применением внутрипластового осадкообразования
№№ примеров	Варианты МУН	Вязкость нефти (μн), мПа*с	Средняя суммарная толщина (пласта), см	Дебит единицы ширины фильтрационного потока, см3/с	Дебит галереи, м3/сут.	Содержание нефти (fн), %	Нефтеотдача (η), %
			нефтенасыщенная (hн)	водонасыщенная (hв)	жидкости (Qж)			нефти (Qн)
жидкости (qж)	нефти, (qн)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	НВ	20	98	402	0,5	0,0206	432	17,8	4,1	53,9
1	НВ	20	51	449	0,5	0,0100	432	8,7	2,0	60,2
1	ВН	20	98	402	0,5	0,0100	432	8,7	2,0	53,9
2	НВ	2,6	17,5	482,50	0,5	0,0250	432	21,6	5,0	64,7
2	НВ	2,6	7,0	493,0	0,5	0,0100	432	8,7	2,0	66,1
2	ВН	2,6	17,5	482,5	0,5	0,0100	432	8,7	2,0	64,7

Пример 2

Аналогичные расчеты проведены применительно к условиям месторождений с нефтями малой вязкости типа девонских (Туймазинское, Серафимовское и т.д.).

Принято: μ_н=2,6 мПа*с, h_н=17,5 см, h_в=482,5 см, γ_н=0,88 г/см³. Значения остальных данных равны значениям, приведенным в примере 1. Из таблицы видим, что результаты расчетов примера 2, так же как результаты примера 1, говорят о более высокой эффективности варианта НВ: по варианту НВ f_н=5,0%, а по варианту ВН f_н=2,0%. При продолжении разработки пласта от f_н=5,0% до f_н=2,0% прирост нефтеотдачи составит 1,4% от балансовых запасов.

Таким образом, внедрение способа увеличения нефтеотдачи с применением НВ позволит заметно увеличить эффективность МУН путем регулирования (снижения) проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением осадкообразующих реагентов, преимущественно с применением технологий внутрипластового осадкообразования.

Кроме рассмотренного влияния на содержание подвижной нефти в добываемой жидкости, способ НВ способствует уменьшению количества неподвижной нефти и увеличению количества подвижной нефти за счет уменьшения нефтенасыщенной толщины в кровле пласта

Кроме того, способ НВ способствует уменьшению застойных зон на месторождениях, насыщенных нефтью с неньютовскими свойствами.

Пример конкретного выполнения.

Выбирают залежь (месторождение, участок), которая разрабатывается путем вытеснения нефти водой (например, сточной минерализованной). Залежь находится на поздней стадии разработки: обводненность добываемой жидкости превышает 80-90 и более %. Выбирают сравнительно высокоприемистую, расположенную вблизи внешнего контура нефтеносности (законтурную или внутриконтурную) нагнетательную скважину. Прерывают нагнетание минерализованной воды и закачивают последовательно оторочки: пресной воды, раствора реагентов (например, жидкого стекла, щелочи и т.п.), способных образовывать осадок при смешении со сточной водой, опять разделительную оторочку пресной воды. Затем возобновляют нагнетание сточной минерализованной воды. По мере нагнетания сточной воды закачанные оторочки продвигаются по пласту, смешиваются друг с другом на контактах, разделительные оторочки пресной воды рассеиваются, раствор смешивается с минерализованной водой и выпадает осадок, снижающий проницаемость водопроводящих каналов пласта. Вода вытесняет нефть из новых каналов, т.е. увеличиваются охват пласта заводнением и нефтеотдача.

Закачку оторочек осадкообразующих реагентов указанным образом повторяют с учетом степени эффективности и ее длительности. Причем, увеличивая объемы разделительных оторочек пресной воды, осуществляют снижение проницаемости водопроводящих каналов, все более и более удаленных от нагнетательной скважины.

Добыча нефти, в том числе нефти, вытесняемой за счет осадкообразования, осуществляется с большей эффективностью, когда вытесняют ее от контура нефтеносности по схеме НВ, что было обосновано выше.

Воздействие на пласт через другие выбранные нагнетательные скважины проводится аналогичным образом.

Для управления процессом воздействия на пласт с применением метода внутрипластового осадкообразования необходимо постоянно знать степень и длительность эффекта, как было указано выше. Причем надо знать эффективность не только суммарно по группе скважин, но и по отдельным скважинам, расположенным иногда на весьма удаленных расстояниях. Между тем, текущие замеры обводненности (следовательно, дебита нефти) проводятся путем отбора проб жидкости из горизонтальных участков выкидных труб на устье скважин. При высокой обводненности добываемой жидкости (90-99%) эти пробы содержат большие систематические погрешности по содержанию (дебиту) нефти (иногда до 200-300%). Систематические погрешности проб, отобранных из вертикально-восходящих участков выкидных труб, имеют гораздо меньшее значение. Поэтому с целью повышения эффективности метода воздействия на пласт с применением технологии внутрипластового осадкообразования отбор проб для замеров обводненности добываемой жидкости проводят из вертикально восходящего потока жидкости на устье скважины.

Источники информации

1. Методика регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта с применением силикатно-щелочных растворов (осадкообразующих реагентов), РД 39-5794688-260-88Р, НПО «Союзнефтеотдача», Уфа, 1988, с.56.

2. Пат. РФ №2121057, МПК 7 Е 21 В 43/22, 1998.

Способ увеличения нефтеотдачи, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, отличающийся тем, что внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта, по этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой, при этом по группе скважин и по отдельным скважинам проводят текущие замеры обводненности вытесняемой нефти, для чего отбирают пробы жидкости из вертикально восходящих участков выкидных труб на устье скважины, прерывают вытеснение нефти водой и повторяют закачки оторочек осадкоообразующих реагентов.