Способ увеличения нефтеотдачи

Изобретение относится к области разработки нефтегазоконденсатных месторождений и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности. В способе увеличения нефтеотдачи формируют гидродинамический экран, отделяющий нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта, посредством закачки в пласт реагента формирования экрана, при этом в качестве упомянутого реагента используют жидкость на водной основе, имеющую вязкость от 20 до 39 мПа⋅с и от 101 до 160 мПа⋅c. Перед закачкой в пласт осуществляют подбор возможных реагентов формирования экрана для конкретного месторождения, для чего экспериментально определяют прочностные свойства гидродинамического экрана путем определения давления прорыва газа через гидродинамический экран и определения фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана. Определение прочностных свойств экрана осуществляют на физической модели пласта, заполненной керновым материалом конкретного месторождения. В физичекую модель пласта закачивают природный газ и нефть, после чего поочередно закачивают каждый из возможных реагентов формирования экрана с расходом в объеме 20-40% порового объема физической модели пласта. По максимальным значениям давления прорыва газа через экспериментальный гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экспериментального гидродинамического экрана выбирают реагент формирования гидродинамического экрана. Изобретение обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов путем формирования гидродинамического экрана, отделяющего нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта применительно к последовательной частично совмещенной разработке нефтяной и газоконденсатной зон нефтегазоконденсатных месторождений. 5 ил. 1 табл.

 

Изобретение относится к области разработки нефтегазоконденсатных месторождений и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности.

Одним из аналогов заявленного изобретения является техническое решение (см. патент RU 2537721, Е21В 43/24, опубл. 10.01.2015), в котором способ увеличения нефтеотдачи реализуется посредством закачки холодной воды в газовую шапку для образования газовых гидратов, блокирующих газовую шапку от нефтяной зоны. Образование гидратного экрана, отделяющего газовую шапку от нефтяной зоны, происходит за счет взаимодействия попутного нефтяного газа из газовой шапки с холодной водой в условиях низкой пластовой температуры и достаточного пластового давления, за счет закачки воды в пласт происходит повышение пластового давления, облегчающее гидратообразование.

Недостатком упомянутого выше способа является ограниченность его применения и невозможность использования на подавляющем большинстве нефтегазоконденсатных месторождений, имеющих пластовые термобарические условия, отличающиеся от условий гидратообразования.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка способа увеличения нефтеотдачи применительно к последовательной, частично совмещенной разработке нефтяной и газоконденсатной зон нефтегазоконденсатных месторождений.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, заключается в повышении эффективности способа увеличения нефтеотдачи, которое осуществляется путем предотвращения образования газовых конусов, приводящего к нежелательным пластовым потерям нефти.

Технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе формируют гидродинамический экран, отделяющий нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта, посредством закачки в пласт реагента формирования экрана, при этом в качестве упомянутого реагента используют жидкость на водной основе, имеющую динамическую вязкость от 20 до 39 мПа⋅с и от 101 до 160 мПа⋅c, при этом перед закачкой в пласт осуществляют подбор возможных реагентов формирования экрана для конкретного месторождения, для чего экспериментально определяют прочностные свойства гидродинамического экрана, сформированного каждым из возможных реагентов формирования экрана, путем определения давления прорыва газа через гидродинамический экран и определения фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана, упомянутое определение прочностных свойств экрана осуществляют на физической модели пласта, заполненной керновым материалом конкретного месторождения, в которую закачивают природный газ и нефть, после чего поочередно закачивают в физическую модель пласта каждый из возможных реагентов формирования экрана с расходом в объеме 20-40% порового объема физической модели пласта, при этом упомянутый реагент формирует экспериментальный гидродинамический экран, разделяя физическую модель пласта на нефтенасыщенную и газонасыщенную зоны, а затем по максимальным значениям давления прорыва газа через экспериментальный гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экспериментального гидродинамического экрана выбирают реагент формирования гидродинамического экрана.

Благодаря наличию гидродинамического экрана, отделяющего нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта осуществляется предотвращение образования газовых конусов, приводящее к нежелательным пластовым потерям нефти при разработке нефтегазоконденсатных месторождений.

Заявляемое изобретение иллюстрируется чертежами и таблицей.

На фиг. 1 изображено устройство для формирования физической модели пласта (вертикальный и горизонтальный разрезы).

На фиг. 2 показана технологическая схема подключения запорных вентилей к устройству для формирования физической модели пласта.

На фиг. 3 показана блок-схема создания нефтенасыщенной зоны в физической модели пласта.

На фиг. 4 показана блок-схема создания гидродинамического экрана между нефтенасыщенной и газонасыщенной зоной физической модели пласта.

На фиг. 5 показана блок-схема испытания гидродинамического экрана на прочность путем определения давления прорыва газа Р_прэ через гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экрана RRF после прорыва гидродинамического экрана.

В таблице представлены результаты исследований прочностных свойств гидродинамических экранов, которые формируются путем закачки в физическую модель пласта возможных реагентов формирования экрана.

Способ увеличения нефтеотдачи реализуется с помощью устройства для формирования физической модели пласта.

Устройство для формирования физической модели пласта представляет собой кернодержатель (см. Фиг. 1) и содержит вертикально установленную металлическую трубу 1 с внутренней сквозной цилиндрической полостью 2, в которой размещается физическая модель пласта, а также упомянутое устройство содержит верхний 3 и нижний 4 плунжеры по торцам трубы со сквозными осевыми каналами 5, с механизмами уплотнения 6 и поджатия 7. Физическая модель пласта формируется из кернового материала конкретного месторождения. Механизмы уплотнения 6 и поджатия 7 плунжеров к металлической трубе 1 могут быть выполнены в виде кольцевых уплотнений и прижимных гаек соответственно.

В верхней и средней частях металлической трубы 1 в сечениях А-А и В-В, параллельных ее торцам, монтируют, по крайней мере, три нагнетательных штуцера 8 и, по крайней мере, три штуцера 9 для отбора реагента формирования экрана или рабочего агента соответственно, а также дополнительный горизонтальный штуцер 10 в сечении С-С, параллельном сечению А-А и В-В, расположенный ниже сечения В-В и предназначенный для определения фильтрационных параметров.

Выходы плунжеров 3, 4, и штуцеров 8, 9, 10 подсоединены к трубопроводам 16. На трубопроводах 16, подсоединенных к выходам плунжеров 3, 4 установлены запорные вентили 11 и 12. На трубопроводах 16, подсоединенных к выходам штуцеров 8, 9, установлена соответственно группа запорных вентилей 13 и 14. На трубопроводе 16, подсоединенном к выходу штуцера 10 установлен запорный вентиль 15 (см. Фиг. 2).

По трубопроводам 16, производится подача и/или отвод, как рабочего агента, так и реагента формирования экрана.

На фиг. 2 показана физическая модель пласта с нефтенасыщенной зоной 17, разделительным гидродинамическим экраном 18 и газонасыщенной зоной 19.

Для проведения экспериментальных исследований используют: нагнетательный измерительный насос 20, накопитель с плавающим поршнем 21, отбирающий измерительный насос 22, накопитель с плавающим поршнем 23, дифференциальный манометр 24.

Способ увеличения нефтеотдачи осуществляется следующим образом.

Для формирования гидродинамического экрана, отделяющего нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта, в пласт закачивают реагент формирования экрана. В качестве упомянутого реагента используют жидкость на водной основе, имеющую динамическую вязкость от 20 до 160 мПа⋅c. Перед закачкой в пласт осуществляют подбор возможных реагентов формирования экрана для конкретного месторождения, для чего на физической модели пласта экспериментально определяют прочностные свойства гидродинамического экрана, сформированного каждым из возможных реагентов формирования экрана.

Для этого предварительно формируют физическую модель пласта в цилиндрической полости 2 металлической трубы 1, заполняя ее керновым материалом конкретного месторождения, далее производят сборку кернодержателя (см. фиг. 1). С каждого торца цилиндрической полости 2 вводят верхний 3 и нижний 4 плунжеры соответственно. Плунжеры 3,4 поджимаются через кольцевые уплотнения 6 прижимными гайками 7.

Затем, располагая собранный кернодержатель в вертикальном положении, подключают верхний 3 и нижний 4 плунжеры, нагнетательные штуцеры 8, штуцеры 9 для отбора реагента формирования экрана или рабочего агента и дополнительный штуцер 10 к запорным вентилям 11-15 с помощью трубопроводов 16 (см. фиг. 2), осуществляя гидравлическую связь всех штуцеров и плунжеров кернодержателя с запорными вентилями 11-15 через трубопроводы 16. После этого кернодержатель монтируют в фильтрационной установке типа отечественной УИПК - установке по исследованию проницаемости керна, или зарубежных типа TerraTek, Temco и др. Фильтрационные установки (установки двухфазной и трехфазной фильтрации) позволяют проводить исследования фильтрационных процессов в широком диапазоне изменения пластового давления и широком интервале температур, в том числе включающем аномально низкие термобарические условия Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.

С помощью экспериментальной фильтрационной установки производят заполнение физической модели пласта природным газом при открытых запорных вентилях 11, 12 и закрытых запорных вентилях 13-15 (см. фиг. 2, 3) и последующий вывод экспериментальной установки на заданные термобарические условия: пластовое давление Р_пл и пластовую температуру t_пл°С.

Кернодержатель устанавливают в вертикальное положение, что позволяет учесть влияние гравитационных эффектов при заполнении физической модели пласта жидкими и газообразными компонентами различной плотности и отвечает реальной геометрии формирования гидродинамических экранов на месторождении.

Нефтенасыщенная зона 17 (см. Фиг. 2, 3) в физической модели пласта формируется следующим образом. Перекрывают все вентили кроме нижнего 12 и вентилей 14, расположенных в сечении В-В (см. Фиг. 1). Через нижний вентиль 12 осуществляют закачку пробы нефти, а через вентили 14 - отбор нефти. Нефть, вытесняя газ из нижней части физической модели пласта, фильтруется в объеме трех объемов пор физической модели пласта при пластовом давлении и температуре.

Нагнетательный измерительный насос 20 (см. Фиг. 3) в режиме постоянной объемной подачи через накопитель с плавающим поршнем 21 подает на вход физической модели пласта снизу через вентиль 12 пробу нефти при пластовой температуре и давлении. Отбор профильтрованной через физическую модель пласта нефти осуществляется через вентили 14 отбирающим измерительным насосом 22 и отбирающим накопителем с плавающим поршнем 23. Отбирающий измерительный насос 22 работает в режиме поддержания пластового давления.

Таким образом, в результате перечисленных действий в сечении В-В физической модели пласта формируется граница нефтегазового контакта.

Создание гидродинамического экрана между газонасыщенной и нефтенасыщенной зоной физической модели пласта осуществляют следующим образом (см. Фиг. 4). Перекрывают все запорные вентили (вентили 11, 12, 15) кроме группы запорных вентилей в сечении А-А (вентили 13) и группы запорных вентилей в сечении В-В (вентили 14). Через группу запорных вентилей 13 поочередно закачивают в физическую модель пласта каждый из возможных реагентов формирования экрана при пластовом давлении и температуре. В качестве реагента формирования экрана используют жидкость на водной основе, имеющую динамическую вязкость от 20 до 160 мПа⋅с.

Отбор реагента формирования экрана осуществляют через группу запорных вентилей 14 в сечении В-В. Закачка реагента формирования экрана производится с медленным расходом в объеме 20-40% порового объема физической модели пласта. Считается, что прокачка такого объема раствора достаточна для формирования экрана. Закачку реагента формирования экрана осуществляют в режиме постоянной объемной подачи раствора, а отбор - в режиме поддержания пластового давления.

В целях последующего сравнения используемых реагентов формирования экрана закачку каждого реагента производят с одной и той же скоростью подачи. При этом давление на нагнетательном измерительном насосе 20 устанавливают на некотором уровне давления закачки Р_зак, превышающем пластовое давление Р_пл.

Формирование гидродинамического экрана происходит следующим образом (Фиг. 4). Нагнетательный измерительный насос 20, работающий в режиме постоянной объемной подачи, через накопитель с плавающим поршнем 21, заполненный реагентом формирования экрана, осуществляет закачку реагента формирования экрана через группу запорных вентилей 13 (сечение А-А). Отбирающий измерительный насос 22, работающий в режиме поддержания постоянного давления, через отбирающий накопитель с плавающим поршнем 23, осуществляет прием реагента формирования экрана в режиме поддержания пластового давления через группу запорных вентилей 14 (сечение В-В).

Таким образом, в зоне между сечениями А-А и В-В кернодержателя, формируется разделительный гидродинамический экран 18 между газонасыщенной 19 и нефтенасыщенной 17 зонами физической модели пласта.

Прочностные свойства гидродинамического экрана оценивают путем определения давления прорыва газа через гидродинамический экран и определения фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана. Давление прорыва экрана P_прэ определяют по величине максимума на кривой изменения перепада давления ΔР на физической модели пласта при увеличении давления в газонасыщенной зоне:

где Р_зак, Р_пл - давление закачки газа в газонасыщенную зону физической модели пласта и пластовое давление соответственно.

При этом моделируется ситуация уменьшения давления в нефтенасыщенной зоне физической модели пласта, и тем самым моделируется ситуация опережающего отбора нефти из нефтяной части месторождения. Чем больше величина Р_прэ, тем лучше гидроизолирована нефтенасыщенная 17 и газонасыщенная 19 зоны, и, значит, более эффективен реагент формирования экрана. Увеличение давления в газонасыщенной зоне 19 физической модели пласта обеспечивается за счет закачки газа (например, метана) в верхнюю часть физической модели пласта.

Фактор остаточного сопротивления RRF характеризует уменьшение проницаемости физической модели пласта по газу после прорыва гидродинамического экрана:

где K₁ - проницаемость физической модели пласта по газу при стандартных условиях до создания гидродинамического экрана (абсолютная проницаемость), K₂ - проницаемость физической модели пласта по газу в пластовых условиях после прорыва гидродинамического экрана соответственно. Проницаемости K₁ всех моделей пласта по газу до создания гидродинамического экрана определяются по стандартной методике при стандартных условиях в соответствии с требованиями ГОСТ 26450.2-85.

Таким образом, для определения RRF по формуле (2) достаточно определить проницаемость моделей пласта по газу при пластовых условиях после прорыва гидродинамического экрана и стабилизации процесса фильтрации.

На фиг. 5 показана блок-схема испытания гидродинамического экрана на прочность путем определения давления прорыва газа Р_прэ через гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экрана RRF после прорыва гидродинамического экрана.

Испытание производятся при заданных пластовом давлении Р_пл и пластовой температуре t_пл следующим образом. Через вентиль 11 кернодержателя производится закачка газа (например, метана) нагнетательным измерительным насосом 20, работающим в режиме постоянного расхода. Накопитель с плавающим поршнем 21 по существу является аккумулятором газа для обеспечения нагнетательного измерительного насоса 20. Отбор вытесняемой продукции (нефть, газ, реагент формирования экрана) осуществляется через нижний вентиль 12 кернодержателя с помощью отбирающего измерительного насоса 22, работающего в режиме поддержания пластового давления. При переполнении насоса 22 продукция сбрасывается в отбирающий накопитель с плавающим поршнем 23. Боковые вентили кернодержателя герметично закрыты. Закачка газа производится до стабилизации перепада давления ΔР, измеряемого дифференциальным манометром 24, подключенным между входом и выходом кернодержателя.

После стабилизации перепада давления ΔР и расхода газа (метана) Q при его фильтрации через физическую модель пласта по уравнению Дарси определяется фазовая проницаемость физической модели по газу K₂:

где Q - расход газа (метана), ΔР - перепад давления на физической модели пласта, S - площадь поперечного сечения физической модели пласта, L - длина физической модели пласта, μ - вязкость метана при пластовых условиях (μ=0,0156064 мПа⋅с, Р_пл=13,2 МПа и t_пл=11°C).

Закачка реагентов формирования экрана в физическую модель пласта производится с постоянным расходом Q=0,5 см³/мин. Для обеспечения такого расхода давление на нагнетательном измерительном насосе 20 устанавливается автоматически на некотором переменном уровне Р_{зак.реаг.}, незначительно превышающем пластовое давление Р_пл.

После испытаний на прочность экспериментальных газодинамических экранов на физических моделях пласта проводят сравнительный анализ полученных данных и по максимальным значениям давления прорыва газа через экспериментальный гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экспериментального гидродинамического экрана выбирают реагент формирования гидродинамического экрана.

Для осуществления способа увеличения нефтеотдачи было приготовлено шесть моделей пласта из кернового материала ботуобинского горизонта Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения - по одной модели пласта для каждого исследуемого реагента формирования экрана.

Модели пласта насыщались соответствующим реагентом формирования экрана и стабилизировались в течение 14 дней. После чего проводили испытания на прочность сформированных гидродинамических экранов, осуществляя закачку метана в керновые модели пласта с постоянным расходом Q=0,05 см³/мин с помощью высокоточного нагнетательного насоса Quizix SP-5200, при этом выходное давление Р_вых=Р_пл, температура модели пласта t=t_пл.

В качестве реагентов формирования экранов были исследованы: вода, водные растворы полиакриламида (ПАА) 0,15%, 0,25% и 0,3%, водометановая смесь (при соотношении компонентов 50:50, мас. %) и слабовязкая гелеобразующая жидкость на водной основе.

В таблице приведены полученные значения давления прорыва метана Р_прэ через гидродинамический экран, фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана (RRF) и вязкости исследуемых реагентов формирования экрана.

Из таблицы видно, что наиболее прочным является экспериментальный гидродинамический экран, сформированный из водного раствора ПАА-0,3%. Для прорыва такого гидродинамического экрана потребуется превышение давления газа в газонасыщенной зоне над пластовым Р_пл более чем на 1,3 атм.

Сравнивая реагенты формирования экранов по величине фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана (RRF) видим, что формирование гидродинамических экранов может уменьшить проницаемость коллектора по газу более чем на 2-3 порядка. Наилучшими экранирующими свойствами обладает экспериментальный гидродинамический экран, сформированный из водного раствора ПАА-0,3%, позволяющий снизить проницаемость пористой среды в 15000 раз.

Выполненные исследования показывают, что в лабораторных условиях на физических моделях пласта можно сформировать экспериментальные гидродинамические экраны между газонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, а также подбирать наиболее эффективные реагенты формирования экрана по величине давления прорыва газа через гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана.

Практическое значение предлагаемого изобретения заключается в том, что оно может быть использовано применительно к Чаяндинскому нефтегазоконденсатному месторождению с целью создания масштабных гидродинамических экранов для проведения одновременной разработки нефтенасыщенных и газонасыщенных пластов залежи и с целью увеличения нефтеотдачи.

Способ увеличения нефтеотдачи, в котором формируют гидродинамический экран, отделяющий нефтенасыщенную от газонасыщенной зоны пласта, посредством закачки в пласт реагента формирования экрана, при этом в качестве упомянутого реагента используют жидкость на водной основе, имеющую динамическую вязкость от 20 до 39 мПа⋅с и от 101 до 160 мПа⋅c, при этом перед закачкой в пласт осуществляют подбор возможных реагентов формирования экрана для конкретного месторождения, для чего экспериментально определяют прочностные свойства гидродинамического экрана, сформированного каждым из возможных реагентов формирования экрана, путем определения давления прорыва газа через гидродинамический экран и определения фактора остаточного сопротивления гидродинамического экрана, упомянутое определение прочностных свойств экрана осуществляют на физической модели пласта, заполненной керновым материалом конкретного месторождения, в которую закачивают природный газ и нефть, после чего поочередно закачивают в физическую модель пласта каждый из возможных реагентов формирования экрана с расходом в объеме 20-40% порового объема физической модели пласта, при этом упомянутый реагент формирует экспериментальный гидродинамический экран, разделяя физическую модель пласта на нефтенасыщенную и газонасыщенную зоны, а затем по максимальным значениям давления прорыва газа через экспериментальный гидродинамический экран и фактора остаточного сопротивления экспериментального гидродинамического экрана выбирают реагент формирования гидродинамического экрана.