способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку через нагнетательные скважины оторочки воды, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01- 5% по массе, дальнейшую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку воды через нагнетательные скважины производят с начала разработки залежи до обводненности добывающих скважин на 70% и более, после чего осуществляют закачку оторочки воды через нагнетательные скважины в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте, причем оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, который лучше растворяется в нефти, чем в воде, затем объемы закачки воды уменьшают или прекращают закачку воды при продолжающемся отборе нефти до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% перового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти, после чего продолжают закачку воды с поддержанием текущего пластового давления.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе поддержания текущего пластового давления путем закачки воды периодически повторяют закачку оторочек воды в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте на данный период разработки, содержащих пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, который лучше растворяется в нефти, чем в воде.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку воды через нагнетательные скважины [1].

Известный способ позволяет отбирать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что снижает нефтеотдачу.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения [2] . При снижении давления ниже давления насыщения дебит скважины начинает снижаться, а газ, выделившийся из нефти в объеме 2-10% порового объема пласта, начинает прорываться в добывающую скважину. В нагнетательную скважину закачивают оторочку воды, содержащую водорастворимый полимер или водорастворимое поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,01-5% по массе, и последующую разработку ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.

Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи залежи вследствие того, что газ вспенивает только воду, и прорывы газа, выделившегося из нефти, будут иметь место в первый период заводнения.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку оторочки воды, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, дальнейшую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды через нагнетательные скважины, согласно изобретению закачку воды через нагнетательные скважины производят с начала разработки залежи до обводненности добывающих скважин на 70% и более, после чего осуществляют закачку оторочки воды через нагнетательные скважины в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте, причем оторочка нефти содержит пенообраэующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, затем объемы закачки воды уменьшают или прекращают закачку воды при продолжающемся отборе нефти до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти, после чего продолжают закачку воды с поддержанием текущего пластового давления, в процессе поддержания текущего пластового давления путем закачки воды периодически повторяют закачку оторочек воды в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте на данный период разработки, содержащих пенообраэующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе.

Существенными признаками изобретения являются:

1) отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения;

2) последующая закачка через нагнетательные скважины оторочки воды, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент концентрацией 0,01-5% по массе;

3) дальнейшая разработка залежи в режиме поддержания текущего пластового давления после путем закачки воды через нагнетательные скважины;

4) закачку воды через нагнетательные скважины производят с начала разработки залежи до обводненности добывающих скважин на 70% и более;

5) после чего осуществляют закачку оторочки воды через нагнетательные скважины в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте;

6) оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5%;

7) затем объемы закачки воды уменьшают или прекращают закачку воды при продолжающемся отборе нефти до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти;

8) поле чего продолжают закачку воды с поддержанием текущего пластового давления;

9) в процессе поддержания текущего пластового давления путем закачки воды, периодически повторяют закачку оторочек воды в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте на данный период разработки, содержащих пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5%.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов нефти остается в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующей совокупностью действий.

После заводнения залежи при обводненности добывающих скважин порядка 70% и более в пласт закачивают оторочку воды в объем 2-10% от объема нефти в пласте, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5%. Объемы закачки воды уменьшают или закачку воды прекращают до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти.

При этом в пласте в присутствии газа на фронте вытеснения создается оторочка вспененной нефти, так как этот реагент лучше растворяется в нефти, чем в воде, и часть его будет переходить из воды в нефть. Образуется также барьер из вспененной эмульсии нефти и воды, так как содержащийся в пласте свободный газ будет окклюдироваться в закачиваемой оторочке и ее смеси с нефтью. При этом фазовая проницаемость по газу снижается и, как следствие, станут невозможны прорывы газа. Фазовая проницаемость вспененной нефти, наоборот увеличивается, и нефть будет выталкиваться из пласта созданным пенным барьером.

При разработке залежей с газовым фактором более 100 м³/т и при отношении давления насыщения нефти газом к исходному пластовому давлению более 0,6, а также при высокой обводненности (порядка 90% и более) добывающих скважин, периодически можно повторять закачку оторочек воды с реагентом концентрацией 0,01-5% по массе.

Экспериментальные исследования, проведенные на модели пласта, показали, что коэффициент нефтевытеснения при этом увеличился на 20-25 пунктов по сравнению с процессом заводнением.

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в нагнетательные скважины до обводненности добывающих скважин на 70% и более, после чего в залежь через нагнетательные скважины закачивают оторочку воды в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе. После закачки оторочки с реагентом объемы закачки воды уменьшают или закачку воды прекращают до достижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды. Закачка оторочки воды, содержащей пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, может периодически повторяться в объеме 2-10% от объема нефти в пласте на данный период разработки.

При разработке залежей с газовым фактором более 100 м³/т и при отношении давления насыщения нефти газом к исходному пластовому давлению более 0,6, а также при высокой (порядка 90% и более) обводненности добывающих скважин, периодически можно повторять закачку оторочек воды с реагентом концентрацией 0,01-5% по массе.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Моделируют разработку нефтяной залежи со следующими характеристиками:

Средняя глубина залегания, м - 2200-2400

Средняя нефтенасыщенная толщина, м - 1,3

Пористость, д.ед. - 0,08-0,12

Средняя нефтенасыщенность, д.ед. - 0,75-0,85

Проницаемость, 10^-3мкм² - 0,03-0,3

Пластовая температура, ^oС - 70-105

Пластовое давление, МПа - 24,5

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с - 0,44

Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м³ - 832

Давление насыщения нефти газом, МПа - 16,4

Газовый фактор, м³/т - 180

Объемный коэффициент нефти - 1,6

Отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины ведут до обводненности добывающих скважин на 70%, затем закачивают оторочку воды, содержащую реагент СНПХ-4410 с концентрацией 0,1% в объеме 3% от порового объема пласта, останавливают закачку воды при продолжающемся отборе до снижения давления до 10 МПа. При этом 15% порового объема заполнятся газом, который переходит в пенообразное состояние. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 10 МПа. Нефтеотдача при этом увеличивается на 17%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1, но уменьшают закачку воды в 2 раза при продолжающемся отборе до снижения пластового давления до 17 МПа. При этом 10% порового объема заполняется газом, который переходит в пенообразное состояние. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 17 МПа. Нефтеотдача при этом увеличивается на 16,5%.

Пример 3. Выполняют как пример 1, но повторяют закачку оторочки воды объемом 3%, содержащую 0,1% реагента СНПХ-4410, после того как обводненность добывающей скважины увеличивается до 90%. При этом конечная нефтеотдача увеличивается на 19%.

Источники информации, принятые во внимание

1. В. Е. Гавура. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995, с. 85-89.

2. Патент РФ 2149257 от 20 мая 2000г. - прототип.