Способ разработки нефтяной залежи

ОП ИСАНИЕИЗОБРЕТЕН ИЯК ПАТЕНТУ Союз Советских Социалистических республик(33) Опубликовано 23. 1 О. 81,Бюллетень 39Дата опубликования описания 23. 10. 81 ао делам изобретений и открытий(72) Авторы изобретения Иностранцы Валер Балинт, Эде Немет, Янош Терек, Ла Иандор Доллешалл и Дьердь Тисай(71) Заявител Иностранное предприятие Орсагош Кеолай еш Газипари Трест"(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖ яется низ Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежейИзвестен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем закачки пос редством нагнетательных скважин углеводородных газов, содержащий значительное количество СО, и отбора нефти из пласта посредством эксплуатационных скважин Г 13. Недостатком известного способа является низкая эффективность вытес- нения, связанная с быстрым прорывомгазов в эксплуатационные скважины.Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий 20 закачку в пласт посредством нагнета" тельных скважин смеси углеводородного и углекислого газов с последующей закачкой джипы и отбор пластовых флюидов посредством эксплуатационныхскважин 23.Недостатком способа явлкая нефтеотдача пласта.Цель изобретения .- увеличениенефтеотдачи,Поставленная цель достигается тем,что в пласте устанавливают и поддерживают соотношение углеводородного иуглекислого газов 1:1, причем устанавливают соотношение путем закачкисмеси в объеме, превышающем объемизвлекаемых пластовых флюидов поддавлением в верхней части скважины,превышающим в 13- 1,5 раза пластовоедавление, обеспечивающее указанноесоотношение газов, а поддерживаютэто соотношение газов путем регулирования скорости подачи смеси и установлением равенства объемов закачиваемых и извлекаемых Флюидов,закачку воды осуществляют до установленияв продукции эксплуатационных скважинсоотношение вода;нефть 40, отбор876065НИИПИ Заказ 1207ираж 630 Подписн Филиал ППП "Патент", г.Ужгород,ул.Проектнаяпластовых Флюидов приостанавливают снацала в тех скважинах, в продукции которых соотношение газ: нефть достигает величины, на 30 большей исходного значения,. и содержание углекислого газа в подаваемой смеси достигает 30-50 об. Ф, а затем в тех скважинах, где соотношение газ:нефть достигает 3 - 1-кратной величины по сравнению с содержанием растворенного газа, и возобновляют, когда величина соотношения снизится до 1 5 - 2 кратной величины.Сущность способа заключается в том, что применение смеси газов должно:обеспечить такое же действие,как и при применении чистого углекислого газа.На фиг. 1 изображено различие растворимости чистого углекислого газа и смеси газов с различным про. центным содержанием СО и в различных месторождениях(величины СО относятся к общему соотношению компонентов СН-С 00, находящихся в месторождении, а не к процентному содержанию нагнетаемой газовой смеси);на фиг. 2 - нефтяное месторождение, схематический разрез коллектор нефти состоит из породы кварцевого песка, над средой нефти нет газовой шапки, не происходит также проникновения краевой воды); на фиг. 3 нефтяное месторождение с газовой шапкой; на фиг. 1 - известняковый коллектор с ограниченным подводом воды; на фиг. 5 - коллектор из песчаника и, изизвестняка в первоначальном состоянии, который обеспечивает при определенной норме выработки неограниченный подвод воды;,на фиг.6регулирование в условиях выработки скважины в зависимости от газо-нефтяного соотношения; на фиг. 7 - изменение характеристик скважины в процессе эксплуатации.Природный газ, состоящий из 98- 100 углекислого газа, растворяет- ся в нефти до давления 30 ати, также растворяются углеводородные газы. При более высоком давлении свыше 50 ати растворимость повышается, и при 110" 120 ати эта растворимость становится безмерно большой, следовательно углекислый газ смешивается с нефтью, как это очевидно также при кривой 100-ного СО на Фиг. 1.На практике имеется, однако, одно странное исключение, когда как нефть,876065так и способный растворяться газ несодержат углеводородного газа, В условиях месторождения нефть содержитвсегда большее или меньшее количест 5 во углеводородного компонента или врастворенной Форме или в виде свободной газовой Фазы коллектора нефти.Углекислый газ, имеющийся в большомколичестве в природе, в большинстве0 случаев также встречается В виде сме.ванного природного газа, следовательно, он содержит большее илименьшее количество углеводородногокомпонента. Смешанный природный. газ,15 однако, может быть очищен можноуменьшить содержание в нем углеводородов до минимума), напротив, газовый углеводородный компонент, находящийся в месторождениях, всегда является смесью газов. Это важное и принципиальное положение. Степень растворимости углекислого газа и нефти иобусловленные этим воздействия снижаются за счет присутствия углеводородов, Это обстоятельство очевидноиз различных кривых 4-ного содержания СО, изображенный на фиг, 1. 7 аким образом, степень растворимостисмеси газов и обусловленное этимвоздействие этой смеси всегда нижедля смеси, чем для чистого углекислого газа, так что смесь газов только при существенно более высоком давлении оказывает то же самое действие,35что и углекислый газ. Эти факты являются основной причиной того, что вкаждом случае, когда в месторожденииповышается давление как за счет газа, так и за счет воды) даже на ве 40личину, которая могла бы быть эффективной лишь для чистого углекислогогаза, результаты являются отрицательными.Базируясь на данных лабораторныхопытов и исследований в производст.- 451венных условиях, установлено, чтовозможность успеха при примененииспособа с углекислым газом не обусловлена вязкостью нефти в месторождении.50 При закачке в нефтяную залежь играют роль следующие Факторы:какой состав имеет смесь газов изнаходящейся в месторождении газовойфазы углеводородов и того газа, ко 55 торый нагнетают в виде чистого углекислого газа или смеси газов;обеспечивается ли такое давлениеместорождения, при котором давлениеуглекислого газа в образующейся смеси газов соответствует соотношению СОц-СН компонентов, равному 1:1; можно ли обеспечить давление в месторождении при помощи указанного газа;какого типа применяются нагнетание газа и последующая закачка воды и каким образом осуществляется управление работой эксплуатационной скважины, которое сильно отличается для разных месторождений.Из графика, изображенного на фиг. 1, очевидно, что при заданном коллекторе нефти можно решить, исходя из действительных условий, как должно быть велико давление в каждом месторождении, при котором достигается соотношение компонентов СО -СН, равное 1: 1.В случае нефтяного месторождения с нерастворенным газом и при чистом углекислом газе также необходимо некоторое минимальное давление, которое в среднем составляет 50-70 ати, ,и при этом минимальное колицество СО должно составлять около ч 0 мСОЬна 1 м нефтяного месторожденйя,Например, известны случаи, когда давление в месторождении не достигало минимально необходимой величины для этого месторождения, и пытались достичь необходимого уровня давления за счет нагнетания воды, Однако такие способы изменяют условия насы.щения и могут привести необводненные месторождения в обводненное состояние. Эта практика является неправильной, поскольку достигалось при этом лишь такое повышение давления, при котором не принималось во внимание то, что возрастает потребность в компримировании смеси газов. Это бы. ло причиной неуспешности решения проблемы и незначительности результатов.В противоположность этому повышение давления месторождения за счет нагнетания газов не повышает насыщенности водой, а также содержания воды. в транспортирующей жидкости, а напротив, желаемое воздействие углекислого газа достигается уже в ходе нагнетания газа в передний грунт.Бсли скорость нагнетания соответственно высокая, то нефть улетучивается непосредственно из пространства вокруг скважины уже полностью в нагнетаемый газ. После этого газ,обогащенный нефтяным компонентовФпротекает с постоянно. снижающейсяскоростью в зависимости от расстоянияот нагнетательной скважины и раство"3 ряется в нефти этого месторожденияили в окрестности пород коллекторанефти, Таким образом, эта газоваясмесь, несущая в себе улетучившуюсянефть, создает смешивание за счет1 ф растворения в нефти далеко отстоящих, областей коллектора нефти, и создается Фронт смеси. Поскольку этотпроцесс происходит во всем пространстве между нагнетательной и эксплуа 15 т ационнои скважинами, то возникающии Фронт смеси сильно расширяетсяи становится стабильным.Возникновение этого фронта и еговоздействие сказывается на проиэво 20 дительности эксплуатационной скважины, Это действие характеризуется прималом соотношении газ:нефть длительным сроком большой выработки. Доляводы в транспортирующей жидкости па 23 дает на 10-303, иногда даже больше.В ходе нагнетания газа часто имеет место прорыв газа.Параметры процесса при регулировании процесса должны потому выдержи ваться достаточно жестко, чтобы обеспечить желаемый подъем давления принагнетании газа, а затем, чтобы обес.печить в ходе впрыскивания воды необходимую величину давления.Сначала только регистрируются прорывы газа, а затем, при достижениипредела соотношения газ:нефть, эксплуатационные скважины следует закрывать, Параметры регулирования, задан" 0 ные для нагнетательных и эксплуатационных скважин, должны обеспечиватьтакие условия для каждой из них, которые надежно создавали бы максимально вожможную эффективность действия 4 углекислого газа и при самых различных исходных величинах соотношениягаз:нефть месторождения,.Способ осуществляют следующим образом.В нефтяной пласт посредством нагнетательных скважин осуществляют закачку смеси углеводородного и углекислого газов и последующую закачкуводы, причем в пласте устанавливаюти поддерживают соотношение углеводородного и углекислого газов 1: 1.Для этого смесь эакачивают в объеме, превышающем объем извлекаемогопластового флюида под давлением вверхней части скважины, превышающимв 1,3- 1,5 раза пластовое давление,обеспечивающее указанное соотношение газов, а соотношение поддержива"ют путем: регулирования скорости подачи смеси и установлением равенства объемов закачиваемых и извлекаемых флюидов,При этом посредством эксплуатационных скважин осуществляют подборпластовых флюидов,Закачку воды осуществляют до установления в продукции эксплуатационных скважин соотношения вода:нефть 40Отбор пластовых флюидов приостанавливают сначала в тех скважинах, впродукции которых соотношение газнефть достигает величины на 30большей исходного значения, и содержание углекислого газа в подаваемойсмеси достигает 30-50 об.Ф, а затемв тех скважинах, где соотношениегаз:нефть достигает 3-ч-кратной величины по сравнению с содержаниемрастворенного газа, и возобновляют,когда величина соотношения снижается до 1,5-2-кратной величины.П р и и е р. Давление опытной залежи повышают при производственныхопытах путем нагнетания природногогаза, содержащего 81 ь углекислогогаза. В течение периода нагнетанияиэ аналитических зависимостей давление - объем - температура (взятых изпроб на различной глубине из нескольких эксплуатационных скважин, которые некоторое время были закрыты),получают кривые Р.ои Во (фиг1)где Ко- колицество газа, содержащегося в нефти (м /м -, В- объемЪный фактор залежи нефти, .е. объемнефти, содержащийся в 1 м добычииэ глубины залежи,Из этих кривых очевидно, что привеличине давления порядка 30 атинет никакого существенного различияв воздействии между чистим углекислым газом (1) и чистым углеводородом(2) на величину Йои Во. Различиеначинает приобретать существенноезначение между 30 и 60 ати (точки .3, )и при давлении свыше 60 ати,величины ЙБО и Во зависят тольколишь от процентного содержание СО 0(точки 5, 6).Также можно видеть, что при 50 ном содержании СО, следовательнопри соотношении компонентов СО:СН =1:1, величины Й и Во уже линей 876065 8но меняются с изменением давления.. При повышении содержания СО более501 величины Йд и В возрастают взависимости от давления в арифметической прогрессии. Так, например,при давлении 80 .ати чистого СО растворяется в 1 м нефти, а именно нефЬти опытного. месторождения при заданной температуре 68-137 м (5), газа1 о с 653-ным содержанием СО м(7),по сравнению с этим, чистого СН угле водородного газа 60, 5 м (6),К этому следует .добавить, чтопри применении газа с 65 ь-ным содер 15 жением СО достигается такая жерастворяющая способность, как приприменении чистого углекислого газа,только требуется вместо давленияместорождения 80 ати давление вместорождении 120 ати (8), а присодержании углекислого газа 50 Г требуется давление 150 ати (9).Точка 10 согласно данным фиг. 1показывает (при заданной температурев слое и качестве нефти) то критическое место, где существует соотношение СО- СН - газ не менее, цем1:1, и где также обеспечиваетсясоотношение 40 м СОна каждый мЬ Энефтяного месторождения;Очевидно, что в случае, когда месторождение не имеет "газовой шапки"и исчерпано, то в нем имеется минимальное количество свободных илирастворенных СН углеводородов, В35 таком случае уже при 654-ном содержаонии углекислого газа в газовой смеси может быть достигнуто по меньшеймере соотношение 1;1. Если такоеместорождение имеет "газовую шапку"40и существенное количество газа имеется в растворенной форме, то соотношение компонентов СО и СН, равное 1:1, может быть достигнуто лишьза счет повышенного содержания углекислого газа, т.е. только при 90983-ном его содержании,На фиг,.2 схематически показанразрез такой геологической структуры, в которой нефтеносный слой распо 5 о ложен между слоями мергеля (11),Граница вода-неФть (12) указываетсяпо водной зоне (13)и по нефтяной зонеОед,Показанная структура определяет 55 ся нагнетательной скважиной 15 иэксплуатационной скважиной 16. Наиболее глубокая точка бурения 17 находится в слоях мергеля. В нагнета55 тельной скважине 15 газ, содержащийуглекислый газ, нагнетают через перфорацию 18 в нефтяную среду 14,Нефтеносный слой 14 имеет пористость порядка частиц песка. Объемпор (т.е. идеализированную схемуразреза) можно видеть в левом верхнем углу фиг. 2 (размеры этого объема пор составляют порядка 1010 4 мм). Разрез поверхности 19твердого тела, следовательно поверхности частиц породы и цементирующего средства, органичен объемом пор.Часть пространства, ограниченного тончайшим слоем 20 пористой воды,является так называемым полезнымобъемом пор, который вначале заполнен только нефтью,В ходе первичной выработки частьнефти (согласно механизму проникновения) проникает из этого природного пористого объема. При проникновении газа полезный объем пор заполняется остаточной нефтью и подвижнойгазовой фазой 21Часть коллектора расположена между нагнетательной скважиной 15 иэксплуатационной скважиной 16 иснабжена сетью из 5 скважин (см,правый верхний узел фиг. 2).Внутри газовой фазы 21 нефть проникает из пор через газ.Через перфорацию 18 нагнетательной скважины 15 газ, содержащий углекислый газ, проходит в зону нефтеносности пласта 14.Нагнетаемый газ, который проходитчерез множество пор от нагнетатель"ной скважины в направлении 22 эксплуатационной скважины 16 достигаетчерез перфорацию 23 эксплуатационной скважины 16.Вблизи перфорации 18 нагнетательной скважины 15 проходит поток сбольшой скоростью нагнетаемого газапо радиусу 10- 15 м противотоком кподвижной газовой фазе 21, при этомнагнетаемый газ проникает не тольков нефть (набухающую под воздействием углекислого газа), но и вытесняетостаточную нефть в поровом пространстве и устремляется вверх. Вдоль линии потока (22) газ по пути к эксплуатационной скважине 16 все больше ибольше вбирает в себя нефть и, следовательно, обогащается ею. Поскольку скорость потока газа постояннопадает при радиальном расширении,улетучивание заканчивается на.опре 5 10 15 20 25 эо 35 40 45 50 деленном участке пути. Затем компо-ненты нефти, которыми обогатилсягаз, растворяются в нем (вместе срастворившейся в нем двуокисью углерода).Благодаря этому повышается маслонасыщенность этих пор нефтью не толь.ко за счет растворения углекислогогаза, но и за счет компонентов нефти, которые снова растворяются изтранспортирующего газа.В направлении к перфорации 23эксплуатационной скважины 16 нефть,насыщенная углекислым газом, занимает в порах место (24), первоначаль.но насыщенное газом.Углекислый газ также насыщает первичную остаточную нефть в порах.Нагнетенный газ (25) может прорываться в эксплуатационную скважину (16) в направлении 26.Из-за закрытия эксплуатационнойскважины газовый "язык" заполняетсяжидкостью, а именно нефтью за счеттого, цто растворимость газа ввидуповышения давления возрастает вомного раз и за счет проникновенияеще некоторого количества нефти кэксплуатационной скважине 12, в ре эультате этого жидкость исчезает.Нагнетание углекислого газа долж"но продолжаться до тех пор, пока(согласно фиг, 1) давление в подошве скважины не возрастет до величины,при которой может быть достигнутосоотношение компонентов СП -СН равное 1:1, при этом давление должнобь 1 ть не менее 100 ати,После достижения требуемого давления в нагнетательную скважину 15эакачивают воду, которая через перфорацию 18 достигает зоны нефтеносности, насыщенной углекислотой, азатем проходит вдоль линии потока(14) к перфорации 23 эксплуатационной скважины 16.Поры, расположенные вокруг нагне".тательной скважины 15, заполняютсяпоровой водой и еще на несколькопроцентов остаточной нефтью, а имен"но ее более тяжелолетучими компонентами, и нагнетаемым газом, содержащим углекислый газ. В начале впрыскивания воды последняя растворяет углекислый газ из этих пор или насыщается им. Благодаря этому вода,насыщенная углекислым газом, направляется затем потоком 22 в направлении эксплуатационной скважины876065 З 5 40 45 50 55 16. То количество газа, которое немогло раствориться в впрыскиваемойводе, частично проникает далее,частицно остается в виде остаточного газа, растворяемого затем в воде, которая спрыскивается позднее.Возможно такое состояние 27 вразрезе порового пространства, прикотором вода, насыщенная углекислотой, проникает в нефть (28) таже насыщенную СО, Кроме того, площадь29 может вытесняться водой.Углекислый гиз растворяет связующее СаСОв сечении поровой площади30, большая часть этого раствора находится в узкой части порового пространства, псскольку скорость потокамаксимальная,Хотя и происходит незначительноерастворение СаСО., содержащегося вгорной породе, однако расширениепоровой "горловины" все же значительно, Так, пропускная способность может увеличиться вдвое и это благоприятно сказывается на процессе выработки.На Фиг. 3 под границей газ-нефть31 нефтеносной зоны 1 и над ней показана "газовая шапка" 32. Через перфорацию 18 нагнетательной скважиныпроисходит впрыскивание газа, содержащего углекислый гаэ, как в нефтеносную зону 1 ч, так и в "газовуюшапку" 32,Впрыскивание в "газовую шапку"обеспечивает равномерность изменениядавления в нефтеносной зоне 14 и в"газовой шапке" 32. Если не .проводитьвпрыскивания в "газовую шапку",то иэнефтеносной зоны нефть проникает внгаэовую шапку", цто приводит к потерям выхода при выработке,Перфорации 23 эксплуатационнойскважины 16 находятся только в нефтеносной зоне,После достижения необходимого давления в этой зоне происходит одновременное впрыскивание воды в нагнетательной скважине 1 1 в нефтеносный пояс 1 ч и в газовую шапку 32.Впрыскивание в газовую шапку обес-, печивает равномерность изменения давления в нефтеносной зоне 1 и в газовой шапке, Если не проводить впрыскивания в газовую шапку, то из нефтеносной зоны нефть проникает в газовую шапку, цто приводит к потерям выхода при выработке. 5 10 15 2 О 25 зо 12ПерФорации 23 эксплуатационнойскважины 16 находятся только в нефтеносной зоне./После достижения необходимого дав.ления в этой зоне происходит одновременное впрыскивание воды в нагнетательной скважине 15 в нефтеносныйпояс 14 и в "газовую шапку" 32,Растворение жидкостей месторождения, насыщенных углекислотой, вводе и в нефти происходит после того процесса, который уже был рассмот.рен при обсуждении фиг. 2.Вода, впрыснутая в газовую шапку,насыщается углекислым газом. Поскольку, однако, вода может, растворить лишь цасть того углекислого газа, который находится в форме свободной газовой фазы, то остаток этогосвободного газа сжимается под дополнительным давлением нагнетания водыили проникает в нефтеносную зону,Это благоприятно сказывается накоэффициенте выхода нефти в нефтеносной зоне,На Фиг. ч указывается нефтеноснаязона 33,находящаяся в месторождении,где горная порода известняк. Коллектор может здесь иметь двойную пористость, так называемую пористость матрицы, и систему спайности, или отверстия, отделенные друг от друга,каверны полой формы, связанные другс другом изломами,или трещинами,Нагнетание газа происходит:черезперфорацию 18 нагнетательной скважины 15 по всей площади нефтеноснойзоны,Перфорация 23 эксплуатационнойскважины 16 находится над границейвода-неФть (12) по всему сечению нефтеносной зоны,.На Фиг. 1 показаны эксплуатационные скважины 16 и 34 в тот момент,когда нагнетаемый газ и затем закачанная вода действуют не только наодну скважину, но также и на соседнюю,В этом случае эксплуатационнаяскважина 34 (ближайшая к нагнетательной скважине) должна оставаться закрытой после прорыва газа и прорывавытесняющей воды, и вода должнатранспортироваться только из следующей эксплуатационной скважины 16.На Фиг. 5 показаны нефтеносныезоны коллектора из песчаника 14 ииз известняка 33 в разрезе.876065 5 1 О 20 25 ЗО 35 40 45 50 В нефтеносную зону обоих коллекторов может вытесняться вода из водяного пояса 13 ниже границы воданефть 12 в процессе выработки стакой скоростью, чтобы при этом потеря давления оставалась малой впределах допустимого,Перфорации нагнетательных скважин 15 и 35 находятся на границе во"да-нефть. За счет нагнетания газа,содержащего углекислоту, у перфорации 18 в нефтеносной зоне происходитвытеснение газа при первоначальномдавлении, и при этом граница 12 вода-нефть остается неизменной,После окончания закачки газанефть (насыщенная углекислотой) вытесняется прошедшей водной средой13 через перфорацию 23 в эксплуатационную скважину 16.Неограниченный по объему потокводы сдерживается уже за счет давления газа, поскольку нефть, выведенная в скважину, теперь замещаетсянагнетаемым газом.После окончания нагнетания газаобъем, ранее занимаемый нефтью, занимает вода, вошедшая из водной среды13, таким образом впрыскивание водыне нужно.Если проникновение воды должнопроисходить без падения давленияпри очень незначительной скоростивыработки, то можно создать несколько большую скорость выработки засчет впрыскивания воды.На Фиг 6 показана схема регули-,рования в зависимости от соотношениягаз-нефть или газ-жидкость в эксплуатационной скважине. На оси абсцисс.нанесено время выработки, на оси ординат - величина соотношения газнефть на единицу растворенного количества удавление месторождения 36),Например, на фиг. 1 при100 ати и при 50-ном содержании СОвеличина Р-- 94 м/м.В этом случае 37 это означает соотношение газ-нефть 3,5 94=329. Если содержание СО равно 65, тоЙ(при давлении 100 ати)=112 м /мЭ Ьи при этом соотношение газ-нефть382 м /мф.В начале нагнетания углекислогогаза эксплуатационные скважины могутработать при самых различных соотношениях газ-нефть, величина этого соотношения может быть в интервале200-3000. 14Если в ходе нагнетания углекислого газа эта начальная величина возрастает на 30, например с 3000 до 3900 м /м , и если в получаемом гаЭ Эзе содержание СО превышает величину 30-353, то эксплуатационную скважину следует закрыть.На фиг. 6 эксплуатационные скважины при значениях условия скважины 38 должны быть закрыты. Они должны быть в закрытом состоянии до тех.пор, пока соотношение газ-нефть неснизится до величины 39, следовательно до тех пор, пока при указанномдавлении количество растворенной части газа не станет в 1,5-2 разаменьше, чем количество растворенногогаза.Если величина Соч (соотношениегаз-нефть) в ходе выработки снова возрастет, то следует скважину привеличине Соч 40 внова закрыть. Снижение Яу до желаемой величины можно проследить путем отбора проб,Непрерывная выработка при величине условия 41 является наиболее благоприятной, а также при величинахпорядка между значениями 3 и 40 также эффективна и экономически целе-,сообразна.П р и м е р, На маленьком нефтя-,ном месторождении ВИДРГА проводилсяопыт со смесью газов, которая добывалась из глубоколежащего горизонтаобласти ВИДАГА, под известным нефтяным горизонтом, содержащей 82 об.4СО, 0,4 об. 3 Нф, 14 об. 3 метанаи 3 об. 3 Ии более тяжелые углеводороды,Опыт проводился в нефтяном месторождении, где нефтеносная зона находилась на глубине 1000-1100 м,причем эта зона ограничена за счет. .прекращения выработки и расчленения,и эта зона с одной стороны непосредственно соприкасается с водной сре"дой, из которой, однако, в ходе выработки не происходит подвода воды.Коллектор имеет пористость 21,5 4проницаемость 25-30 ед. (м Дагсу),мощность 8 м и состоит из кварцевого песка, содержащего 26 СаС 04 в качестве связующего.Нефть коллектора представляет собой светлую легкую нефть, первоначально она при давлении месторождения была насыщена газом. После первичной выработки происходит нагнетание метана, а затем впрыскивание воды. Нагнетание СН-газа повышает на88 Ф, а впрыскивание воды - на 3 8кумулятивный коэффициент выхода, который в начале опыта составлял 35,13В ходе экспериментальной Ьыработ"ки проводилась закачка уже упомянутойгазовой смеси через прежнюю скважину для нагнетания газа, через обводненную эксплуататационную скважинуи через прежнюю скважину для впрыскивания воды в месторождение.Нагнетание газа проводят до техпор, пока в реагирующих скважинахдавление месторождения не составит100-120 ати, Затем нагнетание газа,приостанавливают и после переналадки скважины на впрыскивание воды начинают сразу же спрыскивание воды,которое проводят до конца эксперимента,В первые месяцы опыта ежедневновпрыскивалось 50000 - 100000 нмгаза в скважину за месяц, Закрываютскважины, где становится заметнымпрорыв газа, и нагнетаемую газовуюсмесь подают на другие участки месторождения.При указанных нормах впрыскивания газа в слои мощностью 6"10 м возникают оцень высокие скорости газового потока, даже и на расстоянии 1030 м от нагнетательной скважины,Притаких. скоростях потока нагнетаемая4газовая смесь улетучивает встречнуюнефть, Те легкие компоненты нефти,которые находятся в газовой фазе,снова конденсируются в нефть при удалении от скважины впрыскивания, и,таким образом, происходит частичноесмешивание, Это действие добавляетсяк упомянутому действию углекислогогаза, и, таким образом, производитель"ность эксплуатационной скважины возрастает во много раза против прежнейпроизводительности, и при этом содер.жанне воды падает за счет увеличения оТносительной проницаемости длянефти.При произдственных опытах и давлении в месторождении 100- 120 атина таких участках площади достигалось содержание СО в газе 653, та-ким образом, на каждый 1 м нефтяногоЪместорождения приходилось 112- 138 мрастворенного газа, из которого СОсоставляло 68,8 - 89,7.м. ВеличинаВ возрастала до 1,325 - 1,295 (посравнению с начальной величиной1 ь 115)55 ветствовала величине соотношения растворенный гаэ-нефть. Однако, позднее, когда величина соотношения газжидкость в точке (52) превысила в 4 раза величину растворенного газа, скважину снова закрыли.Иэ обобщенной кривой (53) выработ,ки нефти также очевидно, что в этот 16Процесс показан на фиг. 7, какистория выработки эксплуатационнойскважины.Нагнетание газовой смеси, содержащей 81 об. Ф СО,было начато в середине августа 1969 г. Нагнетаемыйгаз составил 30 - 40-кратный объемпо сравнению с тем объемом, которыйбыл получен в ходе впрыскивания газа 0 в объем нефти, газа и вод (при условии месторождения). Как видно изфиг. 7 е, уже в сентябре 1969 г,возрасло соотношение гаэ-жидкость.Давление месторождения повысилосьпод действием впрыскиваемого газа(Фиг, 7 в)Из кривой выработки нефти (фиг.7 г)можно для того же периода времени определить, что повышение выработки стало заметным, а именно, суточная производительность возраслаот 1,4 м нефти/дн до 1 О м /дн (42 иЭ43) В конце сентября упало содержание воды в транспортирующей жидкости с 303 (44) до 10 (45), а затемдо 1-2 Содержание СО в транспортирующем газе в конце сентября 1962 г.достигло 65 об. Ф (46).В период с октября 1969 г до июня 1970 г небольшое число дней выработки (фиг, 7 е) свидетельствуето том, что иэ-Эа высокой величиныЯУ (соотношения газ-жидкость)скважина была открытой, лишь как предсгтавляющая интерес с точки зрения эксперимента. Высокие значения величины выработки нефти (47) в это время характерны не для непрерывногопроизводства, а лищь для опытнойвыработки продолжительностью 1-2 дн, ЩТолько с июля 1970 г (48) началась непрерывная выработка, Иэ-занезначительного содержания воды втот период величина Соч была равнавеличине Я 1/. В этот"период временивеличина соотношения газ-жидкостьв точке Г 49).(фиг, 1) соответствовала 128 м ф/м .На Фиг. 7 показано, что в периодпостоянной выработки (50) величинасоотношения газ-жидкость Я 1) соотпериод (из-за высокого значения соотношения газ-жидкость скважина была закрыта) опытной выработки было бы получено со скважины больше нефти (а именно в количестве 1340 м ),чем в том случае, если бы скважина давала непрерывно выработку со скоростью впрыскивания газа (270 дн, 380 м выработки), Что же касается качест" ва нефти, то можно отметить, что. в течение всего периода выработки при высоких и низких величинах соотношения газ-жидкость удельный вес нефти содержание в ней так называемых "белых компонентов" оставались неизменными, и имели место лишь незначитепь" ные колебания в пределах точности измерения.Эти наблюдения подтверждают теоретические предположения, которые уже частично изложены в теоретической части, согласно которым углекислый газ извлекает,из нефти не только пегкокип 1 щие компоненты и уносит их,Нефть пласта изменилась по всему месторождению,. а именно, нефть приобрела меньшую вязкость и меньшее поверхностное натяжение, чем раньше, и в ходе ее вытеснения стало возмож- ным извлекать при ее помощи поршне; - вого насоса.На фиг. 7 г приведена кривая выработки нефти в те дни, когда производительность в 2-4 раза превышала производительность, которая могла быть указана как максимальная после ввода скважины в действие, высокая дневная выработка составляла 10" 12 м при равной депрессии. Это дос 3тигалось за счет растворения в горловине связующего СаСО и за счет повышенной проницаемости. Скважина, рассматриваемая в данном примере, работала в системе выработки до конца 1973 г, следовательно на 4,5 г, больше, чем второе по сравнению с первоначальной 8-летнейвыработкой. Коэффициент добычи месторождения, где проводился опыт,повысился на 121.формула изобретения 5 Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт посредством нагнетательных скважин смеси углеводородного и углекислого газов с последующей закачкой воды иотбор пластовых флюидов посредствомэксплуатационных скважин, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с цельюувеличения нефтеотдачи, в пласте ус"танавливают и поддерживают соотношение углеводородного и углекислогогазов 1: 1, причем устанавливают соотношение путем закачки смеси вобьеме, превышающем обьем извлекаемых пластовых Флюидов под давлением2 о в верхней части скважины, превышающем в 1,3"1,5. раза пластовое давление, обеспечивающее указанное соотношение газов, а поддерживают этосоотношение путем регулирования ско"25 рьсти подачи смеси и установлениемравенства обьемов закачиваемых иизвлекаемых флюидов, закачку водыосуществляют до установления в продукции эксплуатационных скважин созо отношения вода:нефть 40, отбор пластовых флюидов приостанавливают сначала в тех скважинах, в продукции которых соотношение газ:нефть достигает величины, на 30 большей исходного значения, и содержание углекис-,лого газа в подаваемой смеси достигает 30-50 об. , а затем в техскважинах, где соотношение газ:нефтьдостигает 3 - 4-кратной величины посравнению с содержанием растворенно-.го газа, и возобновляют, когда величина соотношения снизится до 1,52-кратной величины.Источники информации,принятые во внимание при эксперйюзе.Патент США У 3995693кл, 166-268, опублик. 1976,2. Заявка Франции Р 2235262,кл, Е 21 В 43/00, опублик. 1975.