Способ разработки залежи высоковязкой нефти
Патент 1365779
Авторы
Классы МПК
Способ разработки залежи высоковязкой нефти
Реферат
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Цель изобретения повышение нефтеотдачи. Циклически в пласт закачивают через нагнетательные скважины расчетные объемы теплоносителя и вытесняющей воды. При закачке воды нагнетательные скважины периодически останавливают. Продолжительность остановки равна времени восстановления давления в скважинах при изменении режима эксплуатации. Суммарная продолжительность остановок в каждом цикле не превышает времени, необходимого для закачки в пласт 10 15% объема воды в каждом цикле. Такой выбор продолжительности остановки гарантирует полное срабатывание нефтеотдачи блока за счет гидродинамического перепада давления. Отбор пластового флюида производят через добывающие скважины. 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, к способам разработки залежи высоковязких нефтей с применением теплоносителей. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи. На фиг. 1 (а и б) представлен один цикл термического воздействия; на фиг. 2 схематический разрез отдельного малопроницаемого блока, из которых сложен неоднородный трещиновато-пористый пласт; на фиг. 3 график изменения теплопотерь при различной продолжительности остановок скважин. Как видно на фиг. 1 а, вытеснение нефти из пласта осуществляют от нагнетательных скважин 1-1 и 1-2 в направлении добывающих скважин 2-1 и 2-2, где U(T) объем порции теплоносителя, U(X) объем порции вытесняющей воды. При U(T) 0,05 Vпор, U(X) 0,1 Vпор, объемы порций вытесняющих агентов займут положение, показанное на фиг. 1 а. На фиг. 1 б цикл закачки рабочих агентов расписан во времени . В общем виде цикл закачки может быть представлен следующим образом: ц= (т)+(x)+o, (1) где ц общая продолжительность одного цикла термического воздействия, сут; (т) продолжительность закачки порции теплоносителя, сут; (x) продолжительность закачки порции холодной воды, сут; o суммарное время остановок нагнетательной скважины в цикле воздействия, сут. Пусть tо продолжительность одной остановки скважины, сут; n количество остановок нагнетательных скважин в одном цикле, тогда o nto. (2) На фиг. 1б представлен режим проведения одного цикла термического воздействия при значениях tо 3, n 6, o 18, (x)168, (т) 84, ц 270. При ц 270 увеличение продолжительности одного цикла и в целом всего периода термического воздействия составляет 7,1% по сравнению с 252 сут по прототипу ((т)+(x) 252). Сущность изобретения заключается в новом технологическом режиме закачки холодной воды при циклическом воздействии на залежь теплоносителем. Параметрами этого режима являются продолжительность одной остановки скважин to и суммарное время остановок нагнетательных скважин в одном цикле o. Приведем обоснование выбора значения to. Рассмотрим для этого механизм вытеснения нефти из неоднородного трещиновато-пористого пласта, используя схему, изображенную на фиг. 2. При физическом и математическом моделировании такие пласты представляют в виде малопроницаемых пороговых блоков, отделенных друг от друга высокопроницаемыми каналами или трещинами. И хотя проницаемость отдельного блока в десятки или сотни раз меньше проницаемости трещин, общее количество нефти, содержащейся в блоках, велико, поскольку суммарная пористость блоков намного превышает объем системы трещин. Коэффициент нефтеотдачи такого блока бл представляется в виде суммы бл= кп+в, (3) где кп нефтеотдача от противоточной капиллярной пропитки, в нефтеотдача за счет гидродинамического перепада давления между трещинами и блоками, Процесс капиллярной пропитки не зависит от гидродинамического давления и протекает примерно одинаково во всех способах разработки залежи при равных нефтенасыщенностях блока. Величину нефтеотдачи за счет гидродинамического перепада давления можно оценить, используя выражение н= -K A (4) где н объем вытесненной из блока нефти в единицу времени, м3/с; К абсолютная проницаемость блока, м2; Кн(S) относительная фазовая проницаемость для нефти, м2/м2; н (Т) вязкость нефти при температуре Т, Па с; Рт давление в трещине, Па; Рбл давление в центре блока, Па; l расстояние от центрального сечения блока до трещины, м; A площадь поверхности блока, м2. Определяют значение to как обычно по кривым восстановления давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. В технологических процессах, протекающих при установившихся перепадах давления, нефтеотдача блоков определяется только за счет капиллярной пропитки воды в блок. В способах, в которых предусматривается периодическая остановка нагнетания, включается в работу механизм нефтеотдачи за счет гидродинамического перепада давления между блоками и трещинами. В этом случае в процессе нагнетания агента давление в блоке Рбл и давление в трещине Рт примерно равны, а в период остановки нагнетания давление в трещине падает и в течение отрезка времени tр, называемого временем релаксации давления, имеет место неравенство Рбл > Рт. Эта разность давлений является движущей силой процесса вытеснения. Количество нефти Qн, выходящей из блока за время tр, определяется выражением Qн= нtр (5) Учитывая малые размеры блоков в сравнении с расстоянием между рядами нагнетательных и добывающих скважин, величина tр является малой относительно величины восстановления давления на участке разработки. Важно установить, что tр < to. Характерное время перераспределения давления имеет порядок to L2/, где L расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м; коэффициент пьезопроводности, м2; Ктр проницаемость системы трещин, м2; вязкость жидкости, Па с; * коэффициент упругоемкости пласта. Для блока с характерным размером l время релаксации давления выразится аналогично tр l2/бл, где бл= коэффициент пьезопроводности для блока; Кбл абсолютная проницаемость блока, м2. Отношение tр/to приобретает вид (6) Отношение l2/L2 составляет на практике малое число порядка 10-4 10-8 и поэтому для весьма большого диапазона отношения вязкостей Ктр/Кбл выполняется условие tр << to. А это означает, что процесс выравнивания давлений в трещинах и блоках (время tр) завершается быстрее, чем восстановление давления (время to). В качестве продолжительности остановки нужно принимать максto, tр} Поскольку tр < tо, то выбираем to. Такой выбор продолжительности остановки дает гарантию того, что на данном этапе нефтеотдача блока за счет гидродинамического перепада давления происходит полностью [формулы (4) и (5)] На фиг. 3 видно, что при o 0,1 x увеличение теплопотерь в сравнении с прототипом составляет 2,5% а при o 0,15 x порядка 3,2% Поэтому, если суммарное время остановок o выбирать в интервале от 10 до 15% объема холодной воды x, то в тепловом отношении такая технология почти не будет уступать прототипу, выигрывая в механизме нефтеотдачи за счет описанных выше явлений. Выбирать o более 15% от x нежелательно как по соображениям увеличения теплопотерь (уменьшения тепловой эффективности), так и растяжения общего срока разработки объекта. Выбор суммарной продолжительности в диапазоне 10-15% от x оправдывается также тем, что в этом случае имеется возможность варьировать на практике количеством остановок нагнетания n, что продиктовано техническими причинами. Предлагаемое решение эффективно может быть использовано во всех способах циклической закачки теплоносителя и вытесняющего агента независимо от режима циклической закачки, объемов отдельных порций теплоносителя. Предлагаемый способ разработки поясняется на примере теплового воздействия на залежь нефти. Используя исходные данные, приведенные в таблице для одного базисного элемента воздействия, определяем технологические параметры способа разработки. Принимая значение объема порции теплоносителя U(T) 0,05 Vпор, определяем объемы теплоносителя и холодной воды, закачиваемые в пласт в одном цикле термического воздействия U(T) 0,05 252 560 м3 12 628 м3, U(T) 2U(T) 2 12 628 м3 25 256 м3. Количество циклов 13 По данным исследований, полученным непосредственно на залежи, время восстановления давления на участке разработки, т.е. продолжительность одной остановки скважины, составляет to 3 сут. Продолжительность закачки теплоносителя = 84 сут и продолжительность закачки холодной воды (x)= 168 сут Суммарное время остановок нагнетательных скважин по предлагаемому режиму соответствует времени, необходимому для закачки 10% объема холодной воды в цикле, т.е. o 0,1 (Х) 0,1 168 17 сут. Определим количество остановок нагнетания холодной воды n 6 Общая продолжительность цикла ц=(т) + (x) + nto 84 + 168 + 18 270 сут. Режим термического воздействия в соответствии с предлагаемым изобретением. Начало процесса. В течение 84 сут нагнетаем в пласт 12 628 м3 пара (1); останавливаем закачку на 3 сут (2); в течение 33,7 сут нагнетаем в пласт 5051 м3 холодной воды (3); останавливаем закачку на 3 сут (4); операции 3-4 повторяем 5 раз (5). Окончание одного цикла. Операции 1-5 повторяем 13 раз. Окончание термического воздействия. В течение 1684 сут прокачиваем через пласт 252 560 м3 холодной воды. Разработка элемента залежи завершена. Как было указано выше, способ обеспечивает повышение нефтеотдачи не менее, чем на 3% по сравнению с прототипом.
Формула изобретения
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий циклическую закачку расчетных объемов теплоносителя и вытесняющей воды через нагнетательные скважины и отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, при закачке вытесняющей воды осуществляют периодические остановки нагнетательных скважин с продолжительностью, равной времени восстановления давления в скважинах при изменении режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок нагнетательных скважин в каждом цикле не превышает времени, необходимого для закачки в пласт 10 15% объема воды в каждом цикле.РИСУНКИ
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 11.11.2004
Извещение опубликовано: 10.07.2008 БИ: 19/2008