способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01 5,0 мас.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют нефть.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве газа используют парогазовую смесь.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи и путем закачки в нагнетательные скважины оторочки воды, содержащей пенообразующие вещества, проталкивания ее газом или чередующимися оторочками газа и воды и отбора нефти через добывающие скважины.

Недостатком этого способа является небольшое увеличение коэффициента нефтеотдачи, не более 5% за счет применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом при продвижении воды в пласт имеет место переход части ПАВ в нефтяную фазу. Концентрация его в воде снижается, и пенообразующая способность значительно уменьшается.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины.

Недостатком этого способа является недостаточное увеличение нефтеотдачи пласта. Это обусловлено быстрым прорывом газа в добывающие скважины за счет неоднородности пласта.

Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, в качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0 мас.

В качестве растворителя можно использовать нефть.

В качестве газа можно использовать парогазовую смесь.

В способе разработки нефтяной залежи путем газового или теплового воздействия в пласт предварительно через нагнетательные скважины закачивается растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или ПАВ в количестве от 0,01 до 5 мас. от массы растворителя.

В качестве растворителя в пласт может закачиваться широкая фракция легких углеводородов, конденсат, добытая нефть и т.п.

Экспериментальные исследования показали, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или ПАВ приводит при проталкивании оторочки газом к образованию мелкодисперсной пены в виде мельчайших пузырьков газа в жидкости. Такая оторочка придает флюиду большую подвижность, препятствует прорыву газа, увеличивает коэффициент охвата и коэффициент допрорывного вытеснения нефти.

Исследования проводились на линейной модели насыпной пористой среды длиной 50 см, диаметром 3,5 см, проницаемость 0,2 мкм². В качестве нефти использовалось трансформаторное масло.

П р и м е р 1. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов, затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая за 3 цикла. Давление вытеснения составляло 1,5 мПа, температура 20^оС.

Результаты эксперимента:

Допрорывной коэффициент

нефтевытеснения 0,2

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,36

Окончательный коэффициент

нефтевытеснения после 3-х

циклов вытеснения оторочками

газа и воды размером 0,1

порового объема каждая 0,365

П р и м е р 2. Вытеснение трансформаторного масла из линейной модели осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов водой 0,5 порового объема и 3 циклами оторочек газа и воды размером 0,1 порового объема каждая. Все остальные условия сохранялись неизменными.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,32

Коэффициент вытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,376

Коэффициент последующего

нефтевытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,45

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и водой

размером 0,1 порового

объема каждая 0,46

П р и м е р 3. Выполнялся как пример 2, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 0,01 мас.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,24

Коэффициент нефтевытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,356

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,38

Окончательный коэффициент

после вытеснения оторочками

газа и воды 0,385

П р и м е р 4. Выполнялся как пример 3, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 5 мас. по массе.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,25

Коэффициент нефтевытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,358

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,385

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения оторочками

газа и воды 0,39

В последнем эксперименте вязкость трансформаторного масла была очень высокая: порядка 417 спз при 20^оС. Поэтому опыт проводился при температуре 90^оС, вязкость составляла порядка 150 спз. Поэтому концентрация больше 5% не рекомендуется.

П р и м е р 5. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась парогазовая смесь, состоящая из 50% водяного пара и 50% азота. Температура в пласте поддерживалась на уровне 200^оС.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,35

Коэффициент нефтевытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,37

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения водой 0,43

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения оторочками

парогазовой смеси и воды 0,45

П р и м е р 6. Выполнялся как пример 2, но вместо полимера в масло добавлялся 0,01% ПАВ. В качестве ПАВа использовался нефтенол Н.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,26

Коэффициент вытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,366

Коэффициент последующего

нефтевытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,385

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и воды

размером 0,1 порового

объема каждая 0,388

П р и м е р 7. Выполнялся как пример 6, но концентрация ПАВа составляла 5%

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,28

Коэффициент нефтевытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,370

Коэффициент последующего

вытеснения водой (0,5

порового объема) 0,388

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и воды размером

0,1 порового объема каждая 0,400

П р и м е р 8. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов. Давление и температура те же, что и в примере 1.

Результаты эксперимента:

Допрорывной коэффициент

нефтевытеснения 0,2

Коэффициент нефтевытесне-

ния азотом 0,32

П р и м е р 9. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,32

Коэффициент вытеснения

азотом 0,376

П р и м е р 10. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой (0,1 порового объема) гексана, затем азотом 2 поровых объемов, а затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая. Давление было то же, что и в примере 1.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,23

Коэффициент вытеснения азотом 0,33

Коэффициент нефтевытеснения

после вытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,38

Окончательный коэффициент нефтевытеснения после 3-х циклов вытеснения оторочками газа и воды 0,39

П р и м е р 11. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена был взят полимер полиэтиленгликоль 115

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,31

Коэффициент вытеснения

азотом (2 поровых объемов) 0,38

Коэффициент последующего

вытеснения водой (0,5 поро-

вого объема) 0,46

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и воды, размером

0,1 порового объема каждая 0,47

П р и м е р 12. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена использовался ПАВ АФ-9-4.

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,27

Коэффициент вытеснения

азотом (2 поровых объема) 0,365

Коэффициент последующего

нефтевытеснения водой

(0,5 поровых объема) 0,47

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и воды размером

0,1 порового объема каждая 0,48

П р и м е р 13. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась смесь, содержащая 88% азота и 12% CO₂ (Имитация дымового газа)

Результаты эксперимента:

Допрорывный коэффициент

нефтевытеснения 0,33

Коэффициент вытеснения

азотом (2 пороговых объемов) 0,38

Коэффициент последующего

нефтевытеснения водой

(0,5 порового объема) 0,45

Окончательный коэффициент

после 3-х циклов вытеснения

оторочками газа и воды

размером 0,1 порового

объема каждая 0,465

Из примеров следует, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества, а также применение парогазовой смеси приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.