способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

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 в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды, отличающийся тем, что отбор нефти из добывающих скважин производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта будут заполнены газом, выделившимся из нефти, а оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент, 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 предлагаемому изобретению является 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 в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды [2]. При снижении пластового давления ниже давления насыщения дебит скважины начинает снижаться, а газ, выделившийся из нефти в объеме до 7-8% от порового объема пласта, начинает прорываться в добывающую скважину. Далее в нагнетательную скважину закачивают оторочку воды в объеме 2-10% от порового объема пласта, содержащую водорастворимый полимер или водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 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 через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе, последующую разработку залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды, согласно изобретению, отбор нефти из добывающих скважин производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти, а оторочка воды содержит пенообразующий 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;

3) закачка через нагнетательные скважины оторочки воды в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащей пенообразующий водорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе;

4) последующая разработка залежи в режиме поддержания текущего пластового давления путем закачки воды;

5) отбор нефти через добывающие скважины производят до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти;

6) оторочка воды содержит пенообразующий нефтеводорастворимый реагент концентрацией 0,01-5% по массе.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 5-6 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.

В пласте при разработке залежи на истощение снижают пластовое давление до давления насыщения, в результате чего из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Снижение пластового давления ниже давления насыщения производится до тех пор (до такой величины давления), пока объем выделяющегося газа достигнет значения 8-25% порового объема пласта, при котором он может прорываться в добывающие скважины.

В этот момент в пласт закачивается оторочка воды, содержащая пенообразующий нефтеводорастворимый реагент в количестве 0,01-5% по массе.

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, прекращаются прорывы газа. Фазовая проницаемость вспененной нефти, наоборот, увеличивается, и нефть будет выталкиваться из пласта созданным пенным барьером. Таким образом, прорывы газа во весь период разработки будут минимальными.

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

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 8-25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают оторочку воды, в объеме 2-10% порового объема пласта, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый реагент, концентрацией 0,01-5% по массе.

Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.

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^-3 мкм² - 0,03-0,3

Пластовая температура, ^oС - 70-105

Пластовое давление, МПа - 24,5

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас - 0,44

Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м³ - 832

Давление насыщения нефти газом, МПа - 16,4

Газосодержание нефти, м³/т - 180

Проводят отбор нефти через 1 добывающую скважину до достижения пластового давления 12 МПа, т.е. давления ниже давления насыщения, при этом 10% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Проводят закачку воды через 1 нагнетательную скважину. Перед заводнением через нагнетательную скважину закачивают оторочку воды, составляющую 8% порового объема пласта и содержащую нефтеводорастворимый блоксополимер окисей этилена и пропилена концентрацией 0,1% по массе в виде товарной формы марки СНПХ-4410. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 12 МПа, нефтеотдача увеличивается на 20%.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Отбор нефти ведут до достижения пластового давления, равного 12 МПа, при котором 10% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Перед заводнением закачивают в объеме 10% порового объема пласта оторочку воды, содержащую пенообразующий водорастворимый реагент концентрацией 5% в виде товарной формы АФ-9-12. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 12 МПа. Нефтеотдача увеличивается на 10% (прототип).

Пример 3. Выполняют как пример 1, но объектом разработки выбирают куполообразную нефтяную залежь. Отбор нефти через добывающие скважины ведут до достижения пластового давления, равного 8 МПа, при котором 25% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. Дальнейшую разработку ведут как в примере 1 в режиме поддержания пластового давления, равного 8 МПа. При этом нефтеотдача увеличивается на 20%.

Источники информации

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

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