автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Экспериментальное обоснование газового и водогазового воздействия на низкопроницаемые пласты Западной Сибири

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИнефть) имени акад. А.П.Крылова

1 г$

УДК 622.276.031

од

На правах рукописи

ЯКОВЛЕВ АЛЕКСАНДР ПЕТРОВИЧ •

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГАЗОВОГО И ЕОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НИЗК0ПР0НИЦАЕШЕ ПЛАСТЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Специальность 05.15.06 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Автореферат

диссертации, представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1994 г.

Работа выполнена во Всероссийской нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВНИИнефть) имени акад. А.П.Крылова и научно-исследовательском институте "Нефтеотдача".

Научные руководители - Доктор технических наук,' профессор М.Д.Розенберг

Кандидат технических наук, старший научный сотрудник Г.Н.Пияков

Официальные оппоненты - Доктор технических наук, академик .АЕН Р4 А.Т.Горбунов. Кандидат технических наук Н.Л.Ерёмин

Ведущее предприятие - ТатННПИнефть

Защита диссертации состоится " Э " июня_1994 г.

в. Ю час, на заседании Специализированного Совета Д.104.02.01 ВАК России при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте (ВНИИнефть) имени академика А.П.Крылова

125422, г.Москва, Дмитровский проезд, 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ЕНИИнефть.

• Автореферат разослан "_"___1994 г.

Ученый секретарь Специализированного Совета Д.104.02.01.

к,г"м-н' ' ' 11 М.М.Максимов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Современное развитие нефтяной отрасли России характеризуется вводом в разработку объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти: низкопроницаемые коллектора, водонефтяныэ зоны, нефтяные оторочки газоконденсатных месторождения И другие, которые исключают возможность применения метода заводнения, или при его применении не достигаются достаточно высокие коэффициенты нефтеизвлечения.

В таких условиях газовые методы воздействия на пласт могут найти саше широкое применение, и в первую очередь, на месторождениях Западной Сибири, где открыто много месторождений с залежами нефти в низкопроницаемых коллекторах, и имеются достаточные ресурсы углеводородного газа, как природного, так и нефтяного.

Необходимость выполнения данной работы обусловлена весьма малым объемом экспериментальных исследований, направленных на обоего

нование газовых методов воздействия в коллекторах проницаемостью

с

от 0,01 до 0,05 мкм . Исследования выполнены на примере пластов Ю, Когалымской группы месторождений и нефтяных оторочек Уренгойского гаэонефгеконденсатного месторождения, геолого-физические условия которых являются характерными для геолого-физических условий многих месторождений Западной Сибири.

Цель работы. Разработка методики проведения экспериментальных исследований эффективности применения газовых методов увеличения нефтеотдачи, экспериментальное исследование процессов вытеснения неф:-1 при газовом и водогазовом воздействии, изучение факторов, оказывающих определяйте влияние на эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов.

Основные оарачи исследования;

1. Обоснование методики проведения экспериментальных исследований многокомпонентной многофазной фильтрации.

. 2, Теоретическое и экспериментальное изучение фазового состояния флюидов при вытеснении нефтц.

3. Исследование влияния состава вакачиваемого газа, очередности нагнетания агентов вытеснения, параметров пористой среды и Других факторов на эффективность нефтеиэвлечения из низкопроницае-мух коллекторов.

4, Вкопериментальнов обоснование выбора технологий газового воздействия на ниакопдоницаемыо пласты.

Цетоды решения конкретных вадач. Проведение экспериментов на физических моделях пласта с целью получения характеристик витесне-, ния, обработка получении* данных, анализ и обобщение результатов проведенных лабораторных исследований, рекомендаций для составления Проектных документов по разработке нефтяных ааложей.

Научная новивна.

1. Впервые экспериментально определены количественные характеристики вытеснения нефти водой,газом различного состава, водо-гааовыми смэояыи и растворителями, коэффициенты диффузии для гео-лого-фйзичеаких условий пластов Ю, Когалымской группы месторождений и пластов ВУщ Уренгойского газонефтекоИденсатного месторождения (УГНКЫ).

2. Экспериментально установлено, что для коллекторов пласта Ю( проницаемостью менее 0,02 мкмй эффективность водогазового воздействия с использованием сухого углеводородного газа снижается

•

(прирост коэффициента вытеснения уменьшается с 127. до 6%), обогащение сухого газа промежуточными компонентами С^-С, (до 14 мольных процентов) уменьшает влияние этого параметра на эффективность вытеснения (прирост коэффициента вытеснения составляет 25-28 7.).

3. Экспериментально установлено, что повышение начальной во-донасшцеиности приводит к возрастанию остаточной нефтеиасыщеннос-ти при вытеснении нефти водой из коллекторов пласта Ю». При водо-газовом воздействии влияние начальной водонасыщенности на величину остаточной нефтенасыщенности не сказывается.

4. Установлено, что при закачивании 1ШУ (широкие фракции легких углеводородов) в модель пласта с начальной нефтенасыщеннос-тыо с последующим заводнением, остаточная насыщенность углеводородами (нефтью и ЮЛУ) не отличается от величины остаточной нефтенасыщенности при заводнении.

В работе защищаются следующие научные положения:

1. Результат экспериментального определения количественных характеристик вытеснения нефти газом различного состава, водогазо-выми смесями, углеводородными растворителями для геолого-физичес- " ких условий пластов Ю, Когалкмской группы месторождений-и пластов БУ„, Уренгойского газонефтеконденсатного мест г ождения.

2. Особенности вытеснения нефти при водогазовом воздействии с использованием газа различного состава из коллекторов, отличающихся по проницаемости.

3. Экспериментальное обоснование способа разработки нефтяной залежи, заключающегося в нагнетании ШФЛУ, сухого углеводородного . газа расчетного объема и заводнения с последующим водогазовым воз-

действием.

4. Экспериментальное обоснование технологии разработки нефтяной оторочки гаэонефгеконденоатного месторождения, заключающейся в нагнетании расчетного количества нестабильного конденсата, ШМУ и сухого углеводородного газа.

Практическая ценность работы и реализация результатов работы,

Полученные данные экспериментальных исследований могут быть использованы при проектировании и анализе разработки нефтяных залегай Западной Сибири о использованием газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Выявленные особенности водогазового воздействия на нефтяные пласты позволяют обоснованно выбирать режим нагнетания рабочих агентов, обеспечивающих максимальную эффективность разработки месторождений.

Описанные методические приемы проведения экспериментальных исследований могут быть реализованы в типовых лабораториях физики нефтяного пласта научно-исследовательских организаций отрасли.

Результаты диссертационной работы вошли в следующие документы: "Методическое руководство по применению газовых и водогазовых метопов воздействия на нефтяные пластьГЧМэсква, 1991г. .том 1); "Техноло-|¡еская схема разработки опытного участка Тевлинско-Русскинекого месторождения с закачкой газа высокого давления для увеличения неф-теотдачи'ЧУфа. 1987г. ,т1-тЗ) ."Составить технологическую схему проведения пилотных испытаний по газовому воздействию на нефтяные оторочки опытного участка Уренгойского месторождения (г.Уфа,19Э1г. ,т1).

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на И отраслевой конференции молодых ученых и специалистов Министерства нефтяной промышленности (г. Ивано-Франковск, 1980г.), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы повышения нефтеотдачи пластов" (г.Уфа, 1888 г.), научно-технической конференции молодых ученых и специалистов "Современные проблемы повыиения нефтеотдачи" (г.Москва, 1990 г.), заседаниях методического совета и ученого совета НИИ "Нефтеотдача", ВНИИнефгь,научно-технических советах ПО "Урвнгойгазпрои".

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в б печатных работах и 7 научных отчетах.

Объем работы. Диссертация содержит 101 страниц машинописного текста, состоит из введения, четырех глав и заключения. Содержит 10 таблиц, 41 рисунок, список литературы иа SO наименований.

Работа выполнена в НИИ "НеЗяеотдача" в период с 1986г. по 1091г. под руководством доктора технических наук М. Д. Говенберга, кандидата технических наук Пиякова Г. Н., которым автор приносит глубокую благодарность. Автор также считает своим долгом выразить признательность д. т. н. Степановой Г. С. ва ценные советы при выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена обшая характеристика проблемы, обоснована актуальность исследований по теме диссертации.

В первой главе приведен обзор и анализ работ, посвяиенных экспериментальному изучению процессов вытеснения нефти углеводород-

ними растворителями,газом высокого давления и водогазовыми смесями.

Впервые процессы вытеснения нефти газом высокого давления изложили в овоих работах Вортон Л.П. .Крамп И.О. ,Кох Г. .Кишник В.Л , Слобод Р. Ими установлено, что на коэффициент вытеснения нефти газом влияет давление, состав газа, отмечено образование переходной зоны, предложены треугольные диаграммы для рассмотрения механизма вытеснения нефти.

В дальнейшем для решения проблемы аффективного извлечения нефти газовыми методами развивались теории перемешивания, фазовых превращзний и фильтрации многокомпонентных смесей. Здесь следует отметить теоретические и экспериментальные работы Багова Р. А. , Брусиловского А. И., Великовского А. С., Геффена Т. М., Горбанец В. К., Дегтярева Е М., Закса С.'Л., ЗаОродина а И., Келтова Ю. Е , Желто- 1 ва К1 П., Леви Е И., Раковского II Л., Мирэадтанзаде А. X., Моисеева Е Н. Намиот Е И., Николаевокого Е Н.. Розенберга М. Д., Розенберга Д. И., ' Степановой Г. 0. ,Тер-Саркисова Г. М. .Шакирова X. Г., Шэвкринского Г. Ю., Христиановича 0. А., Царевича К. Л. и других ученых.

Существенный вклад в изучение механизма вытеснения нефти при водогазовом воздействии внесли отечественные и варубежные исследователи: Айрапетян М. А., Вашуркин А. И., Горбунов А. Т., Желтов Ю. Е , Иванов В. А., Ковалев А. Г., Кундин А. Г., Ложкин Г. Е , Лиекевич Е. И., Оганджанянц Е Г., Островский КХ К , Пияков Г. Е , Эфрос Д. А., Дейс Д. А., 1 Кейт И. Р., Маокет М.', Ричардсон Д. Г., Перкинс Р. Е , Льюис У., :

ХоЛмгрен К Р. и другие.

В результате проведенных Исследований выявлена высокая эффек-

тивность применения углеводородных растворителей и водогазовых смесей для интенсификации добычи нефти. Эффективность смешивающегося режима вытеснения нефти определялась размером оторочки растворителя или составом газовой смеси, при которых достигались максимальные коэффициенты вытеснения нефти, при этом отмечалось значительное влияние геометрических размеров модели пласуа на эти параметры. Важной характеристикой, определяющей возможность успешного применения смешивающегося вытеснения является коэффициент диффузии, определяемый опытным путем.

Малоизученным вопросом является определение потерь растворителя в поровом простанстве при различной очередности нагнетания растворителей, газа и воды.

Анализ результатов многочисленных лабораторных исследований водогазового воздействия позволил выявить основные закономерности этого процесса и определить факторы, оказывавшие определяющее влияние на эффективность вытеснения нефти: состав закачиваемого.газа; очередность нагнетания; соотношение закачиваемых воды и газа и др.

Однако, результаты этих исследований не всегда могут быть

использованы для расчетов показателей разработки газовыми- методами

увеличения нефтеотдачи в сеязи с различными подходами в методике

проведения экспериментальных исследований. Отмечается слабая изу- ■

ченность процессов вытеснения нефти растворителями и водогазовыми

й

смесями в коллекторах Западной Сибьри проницаемостью от 0,01 мкм £

до 0,05 мкм . Малая проницаемость и пористость наряду с высокой удельной -.озерхностью существенно изменяют привычные соотношения гидродинамических, капиллярных и гравитационных сил.

Глава завершается постановкой задач исследований. Вторая глава посвящена описанию методики проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти гааом, вддогазовими смесями, углевородными растворителями.

С целью воспроизведения реальных пластовых условий и процессов, происходят при газовом и водогазовом воздействии, в лабораторных опытах соблюдались следующие условия; модели пласта представлены естественными образцами 'соллектора, отобранными иэ пластов изучаемых объектов разработки; в образцах, слагающих модель пласта, моделировалась остаточная вода; использовались рекомбинированинё пробы нефти, которые по своим физико-химическим свойствам не отличались от пластовых; при постановке опытов поддерживались термобарические пластовые условия; воспроизводилась реальная скорость продвижения флюидов в пористой среде, в качестве вытесняющих агентов использовалась вода из системы ППД изучаемых объектов разработки, сухой углеводородный обогащенный газ, ШФЛУ, нестабильный конденсат. ,

Исследованиям ло вытеснению нефти, как наиболее трудоемким работам, предшествовали теоретические расчеты взаиморастворимости, проведенные-сотрудниками ВНИИнефть под руководством Степановой Г. С., и экспериментальные исследования фазового состояния газожидкостных систем в бомбе РУГ.

Исследование процессов вытеснения нефти проводилось в условиях высоких давлений (до 30. МПа) и температур (до 0О°С), насыщение модели пласта нефтью и вытеснение нефти длилось до 20-25 суток. Использовался кериодериатель длиной 1 метр со всесторонним обжимом

пористой среди, образцы породи иаолировались от резиновой манжеты фторопластовой лентой. Подготовка моделей пласта к исследованиям велась согласно 0СТ-39-105-86 ("Нефть". Метод определения коэффициента вытеснения в лабораторных условиях". Москва, 1086). В процессе проведения исследований фильтрации контролировались объемы добиваемых и вакачиваемых агентов, перепад давлений, температура, давление, компонентный состав добываемой продукции и др.

Разработана приближенная методика расчетов показателей.вытеснения нефти при проведении исследований многокомпонентной фильтра-ци, идущей с массообменом.

Проводились исследования вытеснения нефти водой и нефти сухим углеводородным газом, что явилось базой для определения эффективности нагнетания растворителей и водогавовых смесей. При проведении исследований водогааового воздействия определялись коэффициенты вытеснения нефти, газо-нефте-водонасиданнсеть порового пространства, относительны« фавовые проницаемости.

При вытеснении нефти углеводородными растворителями определялись предельные коэффициенты вытеснения нефти, размеры зон смесимости, остаточная насыщенность нефтью и растворителем. Коэффициент диффузии рассчитывался по методике Я Л. Раковского.

Для обоснования длины модели пласта при смешивающемся режиме вытеснения проведены эксперименты по замещению нефти растворителем и растворителя газом. С этой целью использовались модели пласта длиной 93 и 186 см, составленные из кернов пласта Ю< Тевлинско-Русскин-ского месторождения. Использовался сулоя углеводородный газ (98 молышх процентов метана) и ШРЛУ. Результаты исследования приведены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты исследований замещения нефти ШФЛУ, 1ШУ сухим углеводородным газом

I I IНоэфф. I I Длина зоны I Коэффициент

IДлина ! Исследуемый Iвытесн.1Конеч- I смесимости,! диффузии,

Ш модели I процесс I до про-1 ный I------------1

I пласта, I I рыва 1коэф- I в до- 1 I Р х 10

I си ! Iзакачи-1 фициент! лях от1 ом I см2/сек

1.1 I ваемого! вытесн. I длины 1 I

1 1 агента 1 1 модели! 1

1. 93 Замощение нефти ШФЛУ 0,75 0,95 0,4 37 3,6

2. 93 Эамещание 1ШУ сух. угл. газом 0,78 0,85 0,4 37 3,6

3. 166' Замещение нефти ШМУ ■ 0,82 0,95 0,3 Б6 4,0

4. 186 Замещение ШФЛУ 0,85 0,96 0,28 52 3,5

сух. угл. газом

В ревультата проведенных исследований установлено следующее:

- коэффициент вытеснения нефти в условиях непрерывной аакачки ШФЛУ составляет 0,96. Полученный параметр характеризует потенциальные возможности смешивающегося режима вытеснения с использованием ШФЛУ для конкретных геолого-фиэических условий и является базой для сравнения при постановка опытог, по оптимизации размера оторочки ШФЛУ;

- увеличение линейных размеров модели пласта не приводит к росту коэффициента вытеснения;

- Правомерность использования в исследованиях по оптимизации размеров оторочки ИЩУ моделей пласта длиной 30-100 см.

В третьей главе описываются экспериментальные исследования вытеснения нефти при водогазовом воздействии.

Теоретическими и экспериментальными исследованиями фазового состояния системы пластовая нефть - сухой углеводородный газ установлено, что вытеснение нефти пласта Ю, Тевлинско-Русскинского месторождения будет происходить в режиме ограниченной растворимости фаз.

В исследованиях по вытеснению нефти научалось влияние следующих факторов на эффективность водогазового воздействия: состава газовой фазы, очередности нагнетания агентов, проницаемости, начальной водонасыщенностн коллектора и стадии заводнения.

Результаты исследований приведены а таблице 2.

Таблица 2

Результаты исследований водогазового воздействия для условий пластов Ю( Когашмской группы месторождений

! Параметры мо-I дели пласта

Шмер1 -----------------

опыта! проница-1 начальн. Iемость, Iводонас. Iми«г I X

Коэффициент вы- I Прирост ко-теснения нефти I эффщиента .................---Гвытеснения

i i при i !к'-ути отно-

гааом I водой I ВГВ 1 сителыю

I I I заводнения,X

10. И. 12.

0,013 0,04? 0,013 0,028 0,028 0,047 0,078 0,028 0,047 0,028 0,013 0,078

40

32 40 44 36

33 33 35 33 35 40 33

сух. угл. гаа 0,4В 0,48 не определялся

азот обогавднный (до 14Х мольных процентов Ог Сч)

0,44 0,63 0,44 0,36 0,48 0,63 0,53 0,48 0,53 0,48 0,44 0,63

0,Б1 0.65 0,50 0,60 0,60 0.65 0,65 0,60 0,65 0,55 0,73 0,60

7 12 б 26 12 12 12 12 12 7 29 27

В опытах 1 и 2 исследовалась эффективность последовательного нагнетания сухого углеводородного газа (до прекращения поступления нефт^ и воды. Коэффициент вытесненкл нефти сухим углеводородным газом составил 0,45 и 0,48, а при довытеснении водой прирост коэффициента вытеснения существенно зависел от проницаемости и имел минимальное значение на модели пласта проницаемостью 0,013 мкм2.

В опытах 3,4,5,6,7 исследовалась эффективность вытеснения нефти чередующимися оторочками сухого углеводородного газа и воды (по 52 от объема пор) в условиях остаточной нефтенасщенности

(после наводнения) для моделей пласта с проницаемостью 0,013; О,028;0,047;0,078 мкмй. Минимальный прирост коэффициента вытеснения нефти - 6Х получен на модели пласта проницаемостью 0,013 мкм"% на остальных моделях пласта - 12%.

Увеличение начальной водонасыщзнности 1соллектора (что моделировало условия водонефтяных зон) привело к уменьшению коэффициента вытеснения нефти водой. При родогазовом воздействии влияние начальной водонасыщенности на величину конечного коэффициента вытеснения нефяи не отмечалось (опыты 4 и Б).

В опытах 8 и 9 исследовалась эффективность нагнетания чередующихся оторочек сухого углеводородного газа и воды в условиях начальной нефтенасышэнности. Прирост коэффициента вытеснения нефти относительно ваводнения составил 12 X. При последовательном и чередующемся нагнетании сухого углеводородного газа и воды (опыты 2,6, 0) получены одинаковые еначения прироста коэффициента вытеснения нефти. Для достижения одинаковых значений коэффициента вытеснения при Попеременной закачке воды и сухого углеводородного газа, объем их увеличивается тем в большей степени, чем на более поздней стадии осуществляется водогазовое воздействие.

В опытах 10,11,12 приведены результаты исследований влияния состава газового агента на показатели вытеснения при водогазовом воздействии. Минимальная величина прироста коэффициента вытеснения нефти получена при использовании азота - 7% (опыт 10), при использовании сухого углеводородного газа -12% (опыт 6), при обогащении сухого углеводородного газа промежуточными компонентами -

20% (опыт 12). Установлено, что обогащение сухого углеводородного газа промежуточными компонентами снижает влияние проницаемости на эффективность вытеснения (опыт 3 и 11).

Вытеснение нефти пласта БУ« Уренгойского гаэопефтеконденсат-ного месторождения сухим углеводородным газом происходило в режиме, близком к равновесному, что обусловлено незначительной разницей между величинами пластового давления и давления насыщения нефти газом.

Результаты исследований по вытеснению нефги при водогазовом воздействии приведены в таблице 3.

Таблица 3

Результаты исследований водогазового воздействия для условий пластов БУ<о Уренгойского газонефтеконденсат-ного месторождения

I Параметры мо- I I Коэффициент вы- I Прирост ко-

I дели пласта ! I теснекия нефти I зффициента

Номер!-----------------1 Закачиваемый!-------------------1 вытеснения

опта!проница-1 начальн. I газ ! ! ! при (нефти отто-!емость, I водонас.! 1 газом ! водой I В'1 В I сительно

1мкм2 I 7. ! III I заводнения, X

1. 0,036 40 сух. угл. газ 0,5 0,55 5

2. 0,013 44 -"- 0,31 0,5 0,65 16

3. ' 0,028 40 -"- • 0,32 0,5 0,65 15

4. 0,036 40 ■ -"- 0,32 0,5 0,65 15

5. 0,013 44 обогащенный 0,0,5 0,68 18

(до 127. мольных процентов С ¡г С*)

-------------л------------------------------------------------------

В первом опыте' после заводненля производилась закачка сухого углеводородного газа до прекращения поступления нефти. В опытах 2, о, 4,5 заводнению предшествовало нагнетание газа до прекращения поступления нефти. Влияние состава газовой фазы при водогазовом воздействии изучалось в опытах 2 и 5.

Установлено следующее: величина прироста коэффициента вытесне-' ния нефти при водогазовом воздействии зависит от очередности нагнетания газа и воды (максимальный прирост получен в опытах, где завод-ненню предшествовал газонэпорный режим); обогащение сухого углеводородного газа громежуточными компонентами (до 12 У.) приводит к незначительному приросту коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействий.

Р четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований применения углеводородных растворителей для увеличения неАггеотдачи ниэкопроницаемых коллекторов, г

Решались следующие эадачи: определялись составы углеводородных растворителей, обеспечивающих смешивающийся режим вытеснения; проводились исследования оптимизации размеров оторочки растворителя; изучалась эффективность комбинированного воздействия на различных .стадиях ¿заводнения; совершенствовались технологии комбинированного воздействия водой, газом и растворителями.

Теоретическими расчетами и экспериментальными исследованиями установлено, что для геолого-физических условий пласта Ю< Тевлинс-ко-Русскинского месторождения оптимальная концентрация ШФЛУ в,смеси с сухим углеводородным газом составляет 36 мольных процентов, что при переходе к объемным концентрациям требует производить нагнетание ШФЛУ и сухого углеводородного газа в соотношении 0,65:1.

Для определения оптимальных размеров оторочки ШИУ, продвигаемой сухим углеводородным газом, в опытах исследовалась эффективность эакачки оторочек 1ШУ размером 0; 10; 15; 20; 30 7. от объема иефтенасыщенных пор. Значения коэффициентов вытеснения нефти составили соответственно 0,48; 0,8; 0,88; 0,93; 0,05.

Установлено, что минимально необходимый размер оторочки 1ШУ, обеспечивающий смешивающийся режим вытеснения для рассматриваемой модели пласта составляет 17% от объема нефгенасьпяенных пор. Результаты оптимизации размера оторочки ШФЛУ Е лабораторных условиях использовались для расчётов показателей извлечения нефти из пласта Ю^ Тевлинско-Русскинского месторождения при последовательном нагнетании ШФЛУ г. сухого углеводородного газа.

Исследовалась эйфе:-:тлвность нагнетания отсрочки ШФЛУ с после-

душим заводнением в условиях, начальной нефтенасьацэнности пористой среды. Установлено, что оотаточная насыщенность нефтью и ПИЛУ соответствовала остаточной нефтанасдаэнностн при заводнении. Последующее нагнетание оторочек сухого углеводородного газа и воды (по БХ от объема пор) в количестве 1,6 объема пор привело к снижению неф-тенасывэнности до 4Х, насыщенности ПЯЛУ - до Б%.

Исследования технологии нагнетания чередующихся оторочек ВШУ и сухого углеводородного газа с дальнейшим ваводнением показали,что наиболее эффективно закачивать 1ШУ, сухой углеводородный га'., и воду при соотношении 0,66:1:1.6. Цри этом достигаются предельные коэффициенты вытеснения нефти при минимальном расходе закачиваемых агентов и извлекается до 60* закачанного углеводородного растворителя (ШТЛУ).

Предложен способ разработки нефтяной вовеки: с целью максимального извлечения нефти и закачанного растворителя в пласт вакачивают сухой углеводородный гаэ и 1ШУ в соотношении, обеспечиваюади жидкое состояние в объеме 30-60Х от перового объема с частичным заводнением и последующим водогазовым воздействием (Л.с. N 1680057 от 1.06.1091г.)

На любой стадии ваводнения при нагнетании оторочки 1ШУ в количестве В0-22Х от объема нефтенасыщанных пор, проталкиваемой сухим углеводородным газом и водой, в лабораторных условиях достигаются высокие значения коэффициентов выгескэния нефти (0,94).

Для экспериментального обоснования технологий разработки нефтяной оторочки Уренгойского газонефтеконденсатного месторождения решались следующие задачи: исследовалось фазовое состояние газожидкостных систем "нефгь-растворитель-газ',' определялись коэффициенты диффузии при замещении нефти растворителями, 'растворителей газом', решались вопросы оптимизации расхода растворителей.

Экспериментальными исследованиями фазового состояния системы "нефгь-растворитель-гвз" установлено, что для смешиваюдегоея режима вытеснения нефти пласта БУщ Уренгойского месторождения, 1ШУ и сухой углеводородный гаа необходимо закачивать в соотношений 0,6641 нестабильный конденсат и сухой углеводородный газ в соотношении 1,2:1; нестабильный конденсат, ПИЛУ, сухой углеводородный гаа при соотношении 1,611:3,0.

Результаты исследований процессов вамещения нефти углеводородными растворителями, растворителей гавом приведены в таблице 4. Эначения коэффициентов диффузии, получанные в лабораторных исследованиях, свидетельствуют о том, что при реальных скоростях движения флюидов в пласте, процессы перемешивания способствуют устойчивому движению воны смесимости при вытеснении нефти в низкопрош!-цаемьгх коллекторах.

• Результаты исследований оптимизации размеров оторочек углеводородных растворителей приведены в таблице 5. Для модели пласта длиной 03 см оптимальный размер оторочки 1ШУ составляет 35 X от объема нефгенасыщенных пор, нестабильного конденсата - 46 X. На модели пласта длиной 103 см предельный коэффициент вытеснения нефти достигается при нагнетании нестабильного конденсата в количестве £0Х от объема нефтенасыденных пор, 1ШУ (16 X) и сухого углеводородного газа (90%). Проведенные экспериментальные исследования явились базой для определения расхода углеводородного растворителя в пластовых условиях!

Математическое моделирование процесса разработки пласта Тевлинско-Русскинского месторождения, проведенное сотрудниками НИИ "Нефтеотдача" под руководством к. т.н. Шакирова X. Г. , показало, что

Таблица 4

Результаты исследований по замещению нефти растворителями, растворителей газом

! Параметры мо1 I Коэффициент I Длина зоны ! Коэффициент

I дели пласта I Исследуемый I вытеснения I смесимости I диффузии,

I------------I процесс I нефти I I -.ц.

N I прони-1 нача-1 I------------!-----------1 0 х 10

I цаем., I льная! | до про-1ко- 1в до- I I см*/сек

1мкмг I водо-1 I рыва за1 неЧ-1 лях от1 см I

I I нас. XI I качия. I ный I длины I !

I I I I агента I I модели! I

1. 0,03 40 Замещение нефти 1ШУ 0,63 0,94 .0,6 61 6,8

Z. 0,03 40' Замещение ШЭДУ сух. угл. газом 0,73 0,96 0,50 47 4,4

3. 0,05:1 44 Замещение нефти нест. конденсатом 0,73 0,96 0,48 46 4,4

4. 0,013 44 Замещение нест. конденсата сух. углевод, газом 0,82 0,94 0,40 37 3,5

Таблица 5

Результаты исследований по вытеснению нефти оторочками растворителей, продвигаемых сухим углеводородным газом

! Параметры модели I ill

HI пласта I Расход раствори-1 Коэффи-1 Остаточ-1 Остаточная

I-------------------! теля (объемы не-!циент I нал неф-1 насыдан-

I прони-1 нач. [ дли-1 фтенасьщенных 1вытес- 1тенасы- 1ность раст-

I цаемо-1 водо- !на, I пор, 7.) I нения I данность! ворителем-

1сть. 1насыщ,,1см I . 1нефпи 1X1 X

! мкм ! 7. I I I ! .1 ■

1. 0,03 40 •93 207. 1ШУ 0,60 24 8

2. 0,03 40 93 307. ШМУ 0,89 7 б

3. 0,03 40 93 40МШУ 0,94 • 3 5

4. 0,03 40 186 207. ШЛУ 0,78 . 13 8

5. 0,013 44 . 93 207. нестаб. кон. ' 0,76 14 9

6. 0,013 44 93 537. нестаб. кон. 0,94 5 5

7. 0,03 40 186 207. честгб. кон. 0,94 Б 7

+ 14Z ШЛУ

- ко -

при последовательном нагнетании ИМУ ииг от объема пор; и сухого углеводородного газа коэффициент извлечения нефти оценивается величиной 41,6 2, при ваводнении - 28 7., при водогазовом воздействии -38 X, при совместном нагнетании 1ШУ, сухого углеводородного газа и воды - 64 X. Разработка нефтяной оторочки Уренгойского месторождения при совместном нагнетанием ШФЛУ, нестабильного конденсата и углеводородного газа в расчетном соотношении позволяет извлечь до 36 X первоначальных запасов нефти, что на 25 7. выше, чем На естественном режиме.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Для геолого-физических условий пластов Ю, Когалымской группы месторождений установлено следующее.

1. Водогазовое воздействие независимо от технологии (попеременная или последовательная закачка газа и воды) и состава используемого газа способствует приросту коэффициента вытеснения на любой стадии заводнения.

2. Величина прироста коэффициента вытеснения нефти является функцией состава газового агента: при использовании азота составляет 7Х, сухого углеводородного - 12 %, обогащенного (до 14 мольных процентов промежуточных компонентов Сг-С*) - 30 7..

3. Для достижения одинаковых значений коэффициента вытеснения нефти при попеременной закачке воды и газа, объем их увеличивается тем в большой степени, чем на более поздней стадии осуществляется водогазовое воздействие.

4. Для коллекторов'проницаемостью менее 0,02 мкмг эффективность водогазового воздействия с использованием сухого углеводородного газа снижается. Обогащение сухого углеводородного газа

- £1 - '

промежуточными компонентами Cj-Cí, до 14 иольных процентов уменьшает влияние проницаемости на эффективность вытеснения нефти. .

Б. Повышение начальной водоиалценности пористой среды приводит к возрастанию остаточной иефтенасыаэннооти при вытеснении нефти водой. При водогазовом воздействии влияние начальной водонасыщвнноо-ти на величину остаточной нефтенаоыиэнности не сказывается..

а. При нагнетании ШФЛУ в модель пласта о начальной нефтенасы-щэнноотыо о последующим заводнением остаточная н&сыщвниоать углеводородами (нефтью и 1ШУ) не отличается от величины остаточной нефтенасшдэнности при ваводнении.

7. В целях максимального извлечения нефти и вакачанного растворителя предлошн способ разработки нефтяной залежи, ааключаюпдойся в нагнетании ШЛУ и сухого углеводородного газа расчетного объема с заводнением и последующи водогазовим воздействием (А.с. II 1680957).

Для геолого-физических условий пластов БУ,0 Уренгойского га-зонефтеконденсатного месторождения установлено следующее.

9. Величина прироста коэффициента вытеснения нефти (относительно заводнения) при водогазовом воздействии с использованием сухого углеводородного газа достигает 16%. Обогащение сухого углеводородного газа промежуточными компонентами 0,-0,, до 12 мольных процентов практически не оказывает влияния на величину прироста коэффициента, вытеснения нефти.

9. Значения коэффициентов диффузии, полученные р экспериментальных исследованиях смешивающегося режима вытеснения, свидетельствуют, что при реальной скорости движения флюидов в пласте 3060 м/год,процессы перемешивания способствуют устойчивому движению зон смесимости при вытеснении нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Основные положения диссертации опубликованы в следуюшух

работах;

1. Извлечение нефти из низкопроницаемых.коллекторов с помощью газовых методов.- Нефтяное хозяйство N 3, 1991 г. с. 26-37 (Соавторы Пияков Г. Н., Степанова Г. 0., Вуторин о. и.)

2. Экспериментальные исследования водогазового воздействия. -Нефтяное хозяйство, N 8, 1991г. с.29-30 (Соавторы Пияков Г.Н. ,Куда-тев Р.И.,Долматов ЕЛ).

3. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта Ю) Когалымского месторождения.). - Нефтяное иозр'чню. N1,1992г. ,с. 38-39 (Соавторы Пияков Г. Н. .Кудашев Р. И. .Романова Е. И.).

4. Комбинированное воздействие на юрские пласты Когалымской группы месторождений. -Тезисы докладов НТК "Проблемы повышения нефтеотдачи" г.Уфа, 1989 г. - с.ЕЗ (Соавторы Пияков Г.Н., Габбасов Р. Г. .Кагиров Ф. А)

Б. Экспериментальное исследование эффективности закачки ШФЛУ и сухого углеводородного газа в малопроницаемые коллектора (на примере пласта О, Тевлинско-Русскинского месторождения).-Тезисы докладов НТК молодых ученых и специалистов "Современные проблемы повышения нефтеотдачи" М, 1990г. -с. ЩСоавторы Тухватшина Р. Ш., Кагиров Ф. А.).

в. A.C. 1680967, МНИ Е 21 В 43/18. Способ разработки нефтяной 8алели (Соавторы Степанова Г. С., Пияков Г. Е )

Соискатель

Яковлев А. П.

Подписано в печать 1/1У-94г. Заказ 137. Тирах 100 экз. Ротапринт Башкирок.ун-та.