Способ разработки нефтяного месторождения со слоистонеоднородным коллектором

Формула

Способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородным коллектором, включающий создание в пласте тепловой оторочки посредством закачки теплоносителя и дальнейшее перемещение ее по пласту ненагретой водой, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата термовоздействием, осуществляют нагнетание теплоносителя в две стадии, при этом на первой стадии в пласт закачивают в качестве теплоносителя горячую воду с температурой, обеспечивающей соотношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз не выше 15 до момента достижения этого соотношения в объеме продуктивной толщи, призабойной зоны с радиусом / , где половина расстояния между скважинами, а на второй стадии в качестве теплоносителя нагнетают пар с температурой не ниже 160oС.

Описание

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений термическими методами и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.
Цель изобретения увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта термовоздействием.
В способе разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородным коллектором, включающем создание в пласте тепловой оторочки посредством закачки в нагнетательную скважину теплоносителя и перемещение тепловой оторочки к добывающей скважине, ненагретой водой, нагнетание теплоносителя производится в две стадии: на первой стадии в пласт закачивают горячую воду с температурой, обеспечивающей соотношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз не выше 15 до момента достижения этого соотношения в объеме продуктивной толщи призабойной зоны с радиусом / где половина расстояния между скважинами, а на второй стадии пар или теплоноситель с температурой не ниже 160оС.
Назначение первой стадии прогрев толщи пласта до температур, обеспечивающих резкое снижение вязкости пластовой нефти. Получение горячей воды значительно проще, чем пара или воды с высокими термодинамическими параметрами. В то же время массовый темп нагнетания горячей воды в пласт при равных давлениях нагнетания кратно или больше массового темпа нагнетания пара высокой сухости, поэтому при использовании горячей воды возрастает темп ввода в пласт тепла, несмотря на то, что теплосодержание горячей воды значительно меньше теплосодержания пара. В результате уменьшается доля тепла, теряемого в стволе скважины и пласте, т.е. возрастает тепловая эффективность процесса прогрева пласта. Следует отметить, что уменьшение удельного теплосодержания прогревающего пласт агента (горячей воды) позволит увеличить продолжительность процесса прогрева при равных затратах тепла, поэтому при использовании горячей воды вместо пара увеличивается толщина прогретых интервалов пласта и равномерность их прогрева. Проведение предварительного прогрева пласта создает условия для более равномерного распределения нагнетаемого пара (теплоносителя с высокими термодинамическими параметрами) по отдельным разнопроницаемым интервалам пласта и с большим темпом нагнетания. Результирующим действием перечисленных факторов является увеличение конечной нефтеотдачи пласта без увеличения энергозатрат на процесс.
Другим важным преимуществом технологии является возможность интенсификации разработки залежи нефти в целом за счет увеличения масштабов внедрения метода термовоздействия в начальный период освоения парогенераторных мощностей. Увеличение масштабов внедрения реализуется в результате попеременного малообъемного нагнетания пара и ненагретой воды на первой стадии воздействия. Данная операция позволяет рассредоточить генерируемый объем пара по возможно большим элементам залежи и реализовать в пласте необходимый (расчетный) режим горячего заводнения. Это обусловливает сокращение сроков разработки залежи и дает весьма значительный экономический эффект.
Температура теплоносителя на первой стадии нагнетания определяется из условий обеспечения соотношения вязкостей вытесняемой (нефти) и вытесняющей (воды) фаз не выше 15, начиная с которого в пласте реализуется устойчивое вытеснение нефти. Температура нагнетаемого теплоносителя при этом может составлять 80-120оС. Время нагнетания теплоносителя заданного параметра определяется достижением режима устойчивого вытеснения нефти по всей толще продуктивных пород в объеме призабойной зоны радиуса / где половина расстояния между скважинами. Данное определение объема призабойной зоны является общепринятым в практике нефтедобычи, т.е. во всем объеме призабойной зоны необходимо достичь заданного соотношения вязкостей, после чего переходить к второй стадии реализации способа.
Вторая стадия термовоздействия включает нагнетание в пласт пара или теплоносителя с температурой не ниже 160-180оС. Данный температурный интервал является оптимальным с точки зрения эффективности вытеснения нефти, так как с повышением температуры выше 160-180оС соотношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз практически не изменяется и, следовательно, неизменным остается коэффициент вытеснения нефти. С понижением температуры соотношение вязкостей увеличивается и коэффициент вытеснения снижается.
Геолого-промысловые параметры и месторождения представлены в таблице.
Толщина непроницаемой перемычки между слоями 1 и 2 составляет 3 м, между 2 и 3 слоями 0,1 м.
Гипотетическую залежь разрабатывают по рядной схеме с расстояниями между рядами 150 м и между скважинами в рядах 150 м.
В пласт нагнетают горячую воду с температурой 120оС в объеме 0,42 порового объема элемента. Закачка данного объема горячей воды позволяет прогреть призабойную зону пласта в продуктивной толще пород до требуемых температур. Объем закачки пара соответственно уменьшают до 0,67 поровых объемов пласта.
Из приведенных расчетов следует, что применение предложенной технологии в рассмотренных условиях обеспечивает прирост нефтеотдачи на 2,7%
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений термическими методами и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения - увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта термовоздействием. В пласте создают тепловую оторочку путем нагнетания теплоносителя (ТН) в две стадии. На первой стадии в пласт закачивают в качестве ТН горячую воду для прогрева призабойной зоны скважины в радиусе / , где - половина расстояния между скважинами. Прогрев призабойной зоны ведут до тех пор, пока соотношение вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз будет не выше 15 во всей прогреваемой призабойной зоне. На второй стадии разработки нагнетают в качестве ТН пар с температурой не ниже 160oС. Образовавшуюся тепловую оторочку проталкивают по пласту холодной водой. 1 табл.

Рисунки

Заявка

4284798/03, 16.06.1987

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт

Боксерман А. А, Дорохов Ю. О, Бернштейн А. М, Иванов В. А, Степанов В. П, Тарасов А. Г

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24

Метки: разработки, коллектором, месторождения, нефтяного, слоистонеоднородным

Опубликовано: 20.05.1996

Код ссылки

<a href="http://patents.su/0-1501599-sposob-razrabotki-neftyanogo-mestorozhdeniya-so-sloistoneodnorodnym-kollektorom.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ разработки нефтяного месторождения со слоистонеоднородным коллектором</a>

Похожие патенты