способ разработки нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и суспензии полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что через период времени намечающегося уменьшения добычи нефти производят снижение пластового давления в районе нагнетательной скважины и подкачку суспензии с размером частиц от 0,001 до 1,0 мкм полимера, содержащего от 1 до 80% гель-фракции, при ступенчатом изменении давления закачки на 10 - 70%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ вытеснения нефти, загущенной водорастворимым полимером, водой из неоднородных по проницаемости пластов (1).

В известном способе водорастворимый полимер при относительно высоких перепадах давления и минерализации воды подвергается физико-химической деструкции, что приводит к снижению вязкости растворов в 10 - 15 раз. Например, при начальной вязкости 32 мПас конечная вязкость при входе в пласт составляет 2 - 3 мПас. В результате способ становится неэффективным, а нефтеотдача пластов остается на невысоком уровне.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку через нагнетательную скважину в пласт суспензии полимера в жидкости, не вызывающей быстрого набухания полимера, и отбор нефти через добывающие скважины (2).

Недостатком известного способа является высокая стоимость материалов и работ, невысокая нефтеотдача.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности способа, повышение нефтеотдачи пластов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и суспензии полимера и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, через период времени намечающегося уменьшения добычи нефти производят разряжение в районе нагнетательной скважины и подкачку суспензии с размером частиц от 0,001 до 1,0 мкм полимера, содержащего от 1 до 80% гелевой фракции, при ступенчатом изменении давления закачки на 10 - 70%.

Сущность изобретения

При разработке нефтяных пластов вследствие их неоднородности происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью или неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по снижению проницаемости высокопроницаемых зон. Однако эффект от этого бывает кратковременным, что негативно сказывается на нефтеотдаче пластов.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов.

При разработке нефтяного пласта закачивают через нагнетательные скважины рабочий агент и суспензию полимера и отбирают нефть через добывающие скважины. Через период времени намечающегося уменьшения добычи нефти производят разряжение в районе нагнетательной скважины и подкачку суспензии с размером частиц от 0,001 до 1,0 мкм полимера, содержащего от 1 до 80% гель-фракции, при ступенчатом изменении давления закачки на 10 - 70%.

При повторной закачке полимер вводят в закачиваемую воду. Полимер содержит растворимую часть, создающую вязкую фазу, и часть полимера в виде гель-фракции. Размер частиц полимера от 0,001 до 1,0 мкм и содержание гелевой фракции от 1 до 80% обеспечивает необходимую вязкость суспензии и сохранение этой вязкости при закачке и в пласте. При закачке суспензии с вязкостью 4000 - 5000 мПас повышается давление нагнетания на 10 - 70%. Закачка суспензии полимера приводит к отключению высокопроницаемых зон и равномерному вытеснению нефти из пористой среды. Ранее не охваченные воздействием низкопроницаемые пропластки в неоднородном пласте подключаются в работу. Разряжение, т. е. снижение пластового давления в районе нагнетательной скважины, способствует более глубокому продвижению суспензии полимера в пласт и более надежной изоляции высокопроницаемых зон пласта. Продолжительность эффекта контролируется коэффициентом обводненности продукции скважин. В промысловой практике средняя продолжительность эффекта от первоначальной закачки суспензии полимера составляет 36 месяцев. Рекомендуется по мере снижения эффективности и роста обводненности добываемой продукции производить повторную закачку суспензии.

В качестве полимера может быть использованы водорастворимые производные целлюлозы, полиакриламид, гидролизованный полиакрилонитрил и др.

Способ осуществляют следующим образом.

После первой закачки раствора полимера на участке разработки проводят анализ и контролируют обводненность нефти и дебиты скважин. Не дожидаясь резкого увеличения обводненности, приступают к повторной закачке раствора полимера в пласт. Для этого останавливают нагнетательную скважину при работе всех добывающих скважин, гидродинамически с ней связанных. Снижают пластовое давление на 10 - 15%. Готовят суспензию полимера в воде в эжекторе с концентрацией от 0,01 до 2,0 мас.%. Используют полимер с содержанием гель-фракции от 1,0 до 80%. Суспензию полимера закачивают через нагнетательную скважину в пласт при среднесуточном расходе от 50 до 70% от приемистости скважины и давлении нагнетания, не превышающем первоначальное давление нагнетания рабочего агента. На практике расход составляет от 7 до 15 м³/час при давлении нагнетания от 7,5 до 10 МПа.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Разрабатывают нефтяной пласт со следующими характеристиками: глубина залегания - 1700 - 1900 м, мощность пластов - 3 - 6 м, пластовое давление - 15 МПа, пластовая температура - 36^oC, пористость - 18 - 22%, проницаемость - 300 - 800 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях - 0,8 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях - 5 мПас. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 30 нагнетательных скважин.

Для закачки суспензии полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 890 м³/сутки минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 11,2 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 3 суток, когда пластовое давление снизилось, закачивают суспензию оксиэтилцеллюлозы с концентрацией 1,5%, содержанием гель-фракции 50% и размером частиц 0,5 мкм. Давление закачки снижают на 18,8% и устанавливают равным 9,1 МПа. Объем закачиваемой суспензии устанавливают равный 720 м³. После закачки 460 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 10 МПа. После этого в скважину закачивают рабочий агент.

В результате эксплуатации трех добывающих скважин за год дополнительно добыто 3200 т нефти.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Для закачки суспензии полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 550 м³/сутки минерализованной воды с плотностью 1,04 г/см³ при давлении на устье 8,5 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Четыре ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 5 суток, когда пластовое давление снизилось, закачивают суспензию оксиэтилцеллюлозы с концентрацией 1%, содержанием гель-фракции 1% и размером частиц 1 мкм. Давление закачки снижают на 47% и устанавливают равным 4,5 МПа. Объем закачиваемой суспензии устанавливают равным 390 м³. После закачки 180 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 5,5 МПа, после закачки еще 150 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 7 МПа.

В результате эксплуатации четырех добывающих скважин за год дополнительно добыто 2100 т нефти.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Для закачки суспензии полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 1250 м³/сутки минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см³ при давлении на устье 5 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Две ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 1 сутки, когда пластовое давление снизилось, закачивают суспензию оксиэтилцеллюлозы с концентрацией 1,6%, содержанием гель-фракции 80% и размером частиц 0,001 мкм. Давление закачки снижают на 50% и устанавливают равным 2,5 МПа. Объем закачиваемой суспензии устанавливают равным 1200 м³. После закачки 250 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 3 МПа, после закачки еще 500 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 5 МПа, после закачки еще 200 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 7 МПа, после закачки еще 500 м³ суспензии увеличивают давление закачки до 9 МПа.

В результате эксплуатации двух добывающих скважин за год дополнительно добыто 3900 т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу пластов.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:

1. Ш. К.Гиматутдинов. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974 г.

2. Патент РФ N 1501597, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1991 - прототип.