способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол-Н3, нефть и воду, отличающийся тем, вытесняющий агент закачивают через добывающую скважину между оторочками из нефти при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%:

Нефтенол-Н3 - 3 - 17

Нефть - 20 - 50

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в применении водной дисперсии в виде оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-8 и концентрацией 5-20% до превышения давления нагнетания по сравнению с начальным в 1,2-1,5 раз (патент N 1612664, E 21 B 43/22).

В результате перераспределения поверхностно-активного вещества между нефтью и водой образуется эмульсионная система.

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточного увеличения охвата пласта воздействием и слабопротекающих процессов активизации высокомолекулярных компонентов нефти.

Наиболее близким аналогом является способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиционной системы, содержащей, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество (Нефтенол-Н3) - 3-3, жидкий углеводород, в т.ч. нефть - 10-20, ГКЖ - 0,1-1 и вода - остальное.

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за нестабильности мицеллярного раствора в условиях высокоминерализованных пластовых вод.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками вытесняющего агента - композиционной системы, вытесняющий агент закачивают через добывающую скважину между оторочками из нефти при следующем составе композиции, мас.%:

Нефтенол-Н3 - 3-17

нефть - 20-50

вода - остальное

Эмульгатор Нефтенол-Н3 представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина, нефтенол применяется в инвертных эмульсионных буровых растворах.

Физико-химические свойства Нефтенола-Н3 приведены в таблице 1 (ТУ 2488-007-171977-08-93).

Введение в композиционную систему маслорастворимого ПАВ Нефтенола-Н3 позволяет регулировать гидрофильно-липофильный баланс системы с целью достижения низких величин межфазного натяжения. В предлагаемом способе для приготовления микроэмульсионного состава используют пластовую воду и нефть. Пластовая вода - минерализованная, плотностью более 1100 кг/куб. м, массовая доля ионов кальция - более 400 г/куб. м, ионов магния - более 200 г/куб. м, водородный показатель pH 6 - 7. Углеводородная фаза представлена сырой нефтью с повышенным содержанием асфальтосмолистых и парафинистых веществ, тем самым увеличивается вязкость образовавшихся микроэмульсий и повышается стабильность их в пласте.

Достигаемый положительный эффект обеспечивается тем, что при смешении Нефтенола с нефтью и пластовой водой в заданном соотношении образуется среднефазная система - микроэмульсия, которая находится в равновесии с водной и нефтяной фазами. В процессе фильтрации по пористой среде она вбирает в себя нефть до тех пор, пока не наступит предельно возможное насыщение. После этого нефть больше не поглощается, а собирается как третья фаза, находящаяся в равновесии с водой. Таким образом, формируется нефтяной вал, который под действием приложенного градиента давления движется к эксплуатационной скважине. Способ осуществляют следующим образом.

Пример. Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных терригенных пластов со средней проницаемостью 0,5-1,0 мкм², пористостью 0,20-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,180 кг/куб. м. Глубина залегания нефтеносного пласта составляет 1500 м, толщина - 5,6 м.

Обводненность продукции добывающей скважины 94-98% дебит по нефти 0,6-1,7 куб. м/сутки. Используемая нефть для образования эмульсии содержит в своем составе 7,04% асфальтенов, 2,87% парафинов и 16,32% смол. Воздействие предложенным способом осуществляют путем закачки в добывающую скважину последовательно сначала оторочки нефти в объеме 1 куб. м, затем микроэмульсионной системы в объеме 9,5 куб. м, содержащей в своем составе 7 куб. м нефти, 0,5 куб. м нефтенола и 2 куб. м пластовой воды. Указанное соотношение реагентов в композиционной системе подобрано для эмульгирования в пластовых условиях. После закачки всего объема микроэмульсии закачивают оторочку из нефти в объеме 1 куб. м, затем производят продавку пластовой водой в объеме 12 куб. м и скважину останавливают на 24 часа для реагирования. После применения предложенного способа в течение 2 месяцев обводненность продукции добывающей скважины снизилась до 72-83%. Дебит по нефти увеличился до 4,1-12,8 куб. м/сутки. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за основными показателями работы добывающей скважины.

Эффективность предлагаемого способа подтверждается результатами физического моделирования процессов закачки эмульсионного состава на моделях пласта в условиях, близких к пластовым. Сравнительные эксперименты выполнены при вытеснении остаточной нефти из насыпных моделей пласта длиной 44 см и диаметром 0,5 см. Через модель пласта фильтруют при постоянном объемном расходе 6 куб. м/час воду с минерализацией 140 г/л до стабилизации перепадов давления и прекращения вытеснения нефти. После этого в модель пласта подают приготовленный эмульсионный состав из Нефтенола-Н3, нефти и пластовой воды при массовом соотношении 1: 4:25 соответственно. Фильтрацию останавливают, выдерживают в течение 10 часов, затем вновь фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепадов давления на модели пласта и прекращения вытеснения нефти. В процессе закачек реагентов и минерализованной воды замеряют перепады давления и по закону Дарси оценивают величины относительного изменения проницаемости по модели пласта.

Результаты физического моделирования способа представлены в таблице 2.

Из данных таблицы 2 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Применяемые реагенты не токсичны.

Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов. Обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.

Из данных таблицы 2 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Способ экологически безопасен, прост и технологичен, не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.