способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии и рабочего агента, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что при периодической закачке нефтяной эмульсии производят периодическую закачку гелеобразующего материала при их эквивалентных объемах закачки до снижения приемистости скважин на 30 70% ниже установившейся ранее, а закачку рабочего агента до превышения пластового давления на 0,5 1,5 МПа выше начального, с последующей остановкой нагнетательных скважин до достижения пластового давления на 0,5 1,5 МПа ниже начального пластового давления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи в циклическом режиме.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, периодическую закачку через нагнетательные скважины гелеобразующего материала [1]

Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, периодическую закачку через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии [2]

Недостатки способа заключаются в невысокой нефтеотдачи залежи вследствие низкой эффективности изоляции зон поглощения нагнетательных скважин и невысокой продолжительности изоляции.

Цель изобретения повышение нефтеотдачи скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем периодическую закачку через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии и рабочего агента, отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению при периодической закачке нефтяной эмульсии производят периодическую закачку гелеобразующего материала при их эквивалентных объемах закачки до снижения приемистости скважины на 30-70% ниже установившейся ранее, а закачку рабочего агента до превышения пластового давления на 0,5-1,5 МПа выше начального, с последующей остановкой нагнетательных скважин до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПа ниже начального пластового давления.

Существенные признаки:

1. Периодическая закачка через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии и рабочего агента.

2. Отбор нефти через добывающие скважины.

3. При периодической закачке нефтяной эмульсии производство периодической закачки гелеобразующего материала.

4. Периодическая закачка нефтяной эмульсии и гелеобразующего материала при их эквивалентных объемах закачки до снижения приемистости скважины на 30-40% ниже установившейся ранее.

5. Закачка рабочего агента до превышения пластового давления на 0,5-1,5 МПа выше начального.

6. Последующая остановка нагнетательных скважин до достижения пластового давления 0,5-1,5 МПа ниже начального пластового давления.

При разработке нефтяной залежи часть запасов остается неохваченной воздействием, вследствие чего нефтеотдача залежи составляет небольшую величину. Задача увеличения нефтеотдачи решается в данном изобретении.

Снижение проницаемости промытых высокопроницаемых зон приводит к выравниванию фронта вытеснения и извлечения нефти из низкопроницаемых зон. Для закупоривания высокопроницаемых зон закачивают через нагнетательные скважины изолирующие материалы: нефтяную эмульсию и гелеобразующий материал. Однако при закачке только нефтяной эмульсии или только гелеобразующего материала эффект закупорки высокопроницаемых зон остается незначительным по величине и непродолжительным по времени.

Продуктивный пласт постепенно адаптируется к нефтяной эмульсии или к гелеобразующему материалу и при последующих закачках эффект от их применения уменьшается по величине и во времени.

Совместное использование нефтяной эмульсии и гелеобразующего материала приводит к созданию в пласте надежной тампонирующей системы, обладающей воспроизводимым результатом при каждой закачке по величине и продолжительности обработки. При последующих закачках эффективность системы не снижается. По-видимому в пластовых условиях создается тампонирующая смесь, обладающая синтергетическим эффектом.

Кроме того, на нефтеотдачу залежи оказывает влияние и циклический режим работы нагнетательных скважин7 При повышении текущего пластового давления создаются условия для раскрытия трещин в первую очередь в высокопроницаемой зоне, куда и устремляется изолирующий материал. При снижении давления происходит закрытие трещин и надежное закрепление изолирующего материала в высокопроницаемых зонах. Таким образом, создаются условия продвижения рабочего агента по низкопроницаемым, непромытым зонам и вытеснение из них нефти.

Эффективность закупоривания низкопроницаемых зон оценивается по приемистости нагнетательных скважин до закачки и после закачки нефтяной эмульсии и гелеобразующего материала. Как правило, снижение приемистости на 30-70% гарантирует закупорку высокопроницаемых зон и поступление рабочего агента в низкопроницаемые зоны.

Величина превышения и снижения пластового давления при закачке рабочего агента остановке нагнетательных скважин определена экспериментально, как дающая наибольший эффект по нефтеотдаче для данного способа. Разрабатывают нефтяную залежь Муравленковского месторождения со следующими характеристиками: глубина 2653 м, размеры залежи 29,5х13,5 км, типа коллектора терригенный, абсолютная отметка ВНК -2585 м, нефтенасыщенная толщина 15,5 м, средняя проницаемость 100 мД, средняя пористость 0,187, начальное пластовое давление 26,5 МПа, давление насыщения 12,0 МПа, пластовая температура 84^oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,97, газонасыщенность 59 м³/т, плотность нефти в пластовых условиях 0,844 г/см³, коэффициент песчанистости 0,65, коэффициент расчлененности 4,85, коэффициент прерывистости 0,18, пористость 22% нефтенасыщенность 70% объемный коэффициент 1.177 плотность нефти в пластовых условиях 0,772 г/см³, вязкость нефти при 20^oC 12,7 сПз, вязкость воды в пластовых условиях 1,007 г/см³. Фонд добывающих скважин 675, фонд нагнетательных скважин 171.

Через 20 нагнетательных скважин закачивают попутную пластовую воду, через 80 добывающих скважин отбирают нефть. Система размещения скважин рядная. Циклический режим работы нагнетательных скважин следующий: 15 сут закачка, 15 сут остановка.

В начальный момент запуска нагнетательной скважины производят закачку нефтяной эмульсии в объеме 30 м³, и гелеобразующего материала в объеме 30 м³, затем снова 30 м³ нефтяной эмульсии и 30 м³ гелеобразующего материала и так далее до снижения приемистости нагнетательной скважины на 30-70% ниже установившейся ранее. Приемистость скважины снижается с 500 м³/сут до 150 м³/сут. После этого переходят к закачке рабочего агента попутной пластовой воды. Закачку продолжают до достижения пластового давления на залежи выше 27 МПа. После этого нагнетательные скважины останавливают и отбирают нефть из залежи через 80 добывающих скважин до достижения пластового давления 26 МПа.

В качестве нефтяной эмульсии используют смесь стабильного бензина 14,2 т с нефтенолом НЗ 3,7 т и 0,9 т. кремнийорганической жидкости в 10 т воды и все перемешивают.

В качестве гелеобразующего материала используют смесь 0,5% раствора полиакриламида 0,5 т, бихромата калия 0,08 т, нефтенола ВВД (неонол) 1 т, лигносульфоната КССВ 0,3 т и воды 12 т.

Нефтеотдача увеличилась на 2%

Пример 2. Выполняется как пример 1. В начальный момент запуска нагнетательной скважины производят закачку нефтяной эмульсии в объеме 40 м³ и гелеобразующего материала в объеме 40 м³, затем снова 40 м³ нефтяной эмульсии и 40 м³ гелеобразующего материала и т.д. до снижения приемистости нагнетательной скважины на 30-70% ниже установившейся ранее. Приемистость скважины снижается с 600 м³/сут до 300 м³/сут.

Закачку рабочего агента продолжают до достижения пластового давления 27,5 МПа. Последующий отбор нефти после остановки нагнетательных скважин осуществляют до достижения пластового давления 25,5 МПа.

Нефтеотдача увеличилась на 2,5%

Пример 3. Выполняют как пример 1. В начальный момент запуска нагнетательной скважины производят закачку нефтяной эмульсии в объеме 50 м³ и гелеобразующего материала в объеме 50 м³, затем снова 50 м³ нефтяной эмульсии и 50 м³ гелеобразующего материала и так далее до снижения приемистости нагнетательной скважины на 30-70% ниже установленной ранее.

Приемистость скважины снижается с 700 м³/сут до 450 м³/сут.

Закачку рабочего агента продолжают до достижения пластового давления на залежи выше 28 МПа. Дальнейший отбор нефти после остановки нагнетательных скважин осуществляют до достижения пластового давления 25 МПа.

Нефтеотдача увеличилась на 2,8%