Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа

1. Способ вытеснения нефти из залежи массивного типа путем нагнетания через нагнетательные скважины в купольную часть пласта газообразного агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения, определяют зону опережающего продвижения вытесняющего агента и в эту зону осуществляют закачку вытесняющего агента с более низким давлением смешиваемости путем изменения компонентного состава вытесняющего агента до выравнивания профиля вытеснения, при этом скорость закачки агента с более низким давлением смешиваемости меньше скорости закачки вытесняющего агента с наибольшим давлением смешиваемости.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в зону пласта с наибольшей проницаемостью и наименьшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наибольшим давлением динамической смешиваемости с нефтью, при этом в зону пласта с наименьшей проницаемостью и наибольшей трещиноватостью осуществляют закачку вытесняющего агента с наименьшим давлением динамической смешиваемости с нефтью.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся неоднородностью коллектора.
Цель изобретения повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения.
Способ осуществляется следующим образом.
На месторождении осуществляют гравитационно-смешивающее вытеснение нефти, например, азотом (вытесняющим агентом, характеризующимся максимальным давлением динамической смешиваемости с пластовой нефтью). В процессе разработки осуществляется контроль за продвижением фронта вытеснения (переходной зоны "азот-нефть"). Этот контроль проводится либо путем отбора проб из наблюдательных скважин, либо путем контроля состава продукции добывающих скважин. Когда получена информация о формировании зоны опережающего продвижения фронта вытеснения, в нагнетательные скважины, расположенные в этой зоне, закачивают вытесняющий агент с более низким давлением динамической смешиваемости чем азот (сухой углеводородный газ, жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси). За счет лучшей смешиваемости с пластовой нефтью (формирование более широкой переходной зоны "газ-нефть") новый газовый агент как бы выравнивает образовавшийся провал профиля вытеснения. Закачку этого агента продолжают до тех пор, пока профиль вытеснения в других скважинах не оказывается на одном и том же уровне. Тем самым исключаются прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины. При этом скорость закачки нового газового агента меньше, чем скорость закачки азота.
В другом случае, когда с самого начала разработки располагают геолого-географической информацией о распределении зон различной проницаемости по массиву залежи, закачку газообразных агентов с различными величинами давления динамической смешиваемости с пластовой нефтью можно осуществлять с начала разработки залежи, руководствуясь теми же критериями, что и в первом случае.
Таким образом, закачка углеводородного газа при одинаковом числе нагнетательных скважин в обеих зонах с высокой и низкой трещиноватостью составляет примерно 25% объема закачиваемого азота. Это является еще одним преимуществом предлагаемого метода, которое заключается в экономии расхода углеводородного газа. В скважины с высокой трещиноватостью может закачиваться вместо углеводородного газа смесь азота с углекислотой, дымовой газ и другие смеси.
Если азот, вытесняющий нефть из второго типа коллектора, начинает прорываться в добывающую скважину, то для ликвидации прорыва газа нужно в ближайшие нагнетательные скважины, расположенные в проницаемой зоне коллектора, нагнетать углеводородный газ, который восстанавливает смешиваемость газа с нефтью в этой зоне, так как увеличение концентрации в пластовой смеси азот пластовая нефть метана, давление смешиваемости понижается от 45 к 35 МПа в зависимости от концентрации метана.
Пример. В залежи, содержащей легкую нефть с давлением насыщения 25 МПа и пластовым давлением 50 МПа, характеризующуюся сильной неоднородностью по проницаемости и наличием трещин как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях, выделяют два типа коллекторов.
Первый тип низкая проницаемость 5 10^-16м² и высокая трещиноватость. Второй тип поровый коллектор: высокая проницаемость 50 10^-15м² с низкой трещиноватостью.
Минимальное давление смешиваемости нефти и газом (азотом) составляет 45 МПа.
В первый тип коллектора закачивается углеводородный газ, во второй тип коллектора азот.
Принимаем перепад P_пл-P_заб= 9 МПа. Давление в пласте поддерживается на уровне 50 МПа. Тогда давление в призабойной зоне составит 59 МПа.
Тогда по формуле Дюпюи расход q газа в скважине, м³/сут

где вязкость нефти0,02 10^-3;

r_k радиус контура;
r_c радиус скважины;
h интервал закачки газа;
T_пл пластовая температура;
P_заб=59 МПа=59 10⁶, н/м²;
p_пл=50 МПа 50 10⁶ н/м²;
P₀ 1,03 кгс/см² 0,103 10⁶;
q=432 тыс м³/сут.
Пористость в низкопроницаемой части коллектора 0,05 порового объема нефтенасыщенность 0,4.
Для высокопроницаемого коллектора средняя проницаемость 10^-15м², пористость 0,1, нефтенасыщенность 0,8. Для того же интервала закачки 100 м, чтобы продвижение газа было одинаково в обеих частях, темп закачки и высокопроницаемую часть должен быть примерно в 4 раза выше, т.е. 432 4= 1,725 10⁶м³/сут. В этом случае перепад составляет 0,4 МПа, пластовое давление 50 МПа, а забойное 50,4 МПа.
Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано при разработке нефтяных залежей массивного типа, характеризующихся сильной неоднородностью коллектора. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи за счет создания равномерного профиля вытеснения. В купольную часть пласта закачивают газ (азот), обладающий максимальным давлением смешиваемости с нефтью. В зоны опережающего продвижения фронта вытеснения осуществляют закачку газа (сухой или жирный углеводородный газ, углекислый газ или их смеси) с более низким давлением смешиваемости с нефтью. При этом этот газ закачивают с меньшей скоростью, чем скорость закачки азота. 1 з.п. ф-лы.