способ разработки залежи высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины растворов загустителей с уменьшающейся концентрацией, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют теплоноситель, при закачке растворов загустителей в первой оторочке используют раствор загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости высоковязкой нефти, во второй оторочке и всех последующих оторочках используют раствор загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости раствора загустителя в предыдущей оторочке, после чего закачивают растворитель высоковязкой нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки неоднородных пластов при циклическом заводнении, включающем циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины, нагнетание водного раствора полимера и отбор нефти из добывающих скважин. Дополнительно закачивают суспензию дисперсных частиц, причем нагнетание водного раствора полимера ведут в чередующемся режиме с суспензией дисперсных частиц (Патент РФ №2078917, опублик. 1997.05.10 - прототип).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий закачку через нагнетательные скважины рабочего агента в циклическом режиме, периодическую закачку раствора полимера и отбор нефти через добывающие скважины. В начальный период закачивают полимерный раствор с максимальной концентрацией при давлении, обеспечивающем приемистость высокопродуктивных скважин, затем закачивают полимерный раствор с меньшей концентрацией при рабочих давлениях закачки, при этом в период простоя нагнетательных скважин через добывающие скважины с большой скоростью нарастания обводненности форсированно отбирают добываемую продукцию (Патент РФ №2123582, опублик. 1998.12.20 - прототип).

Известный способ позволяет отбирать нефть из низкопроницаемых зон залежи, однако нефтеотдача остается на невысоком уровне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины растворов загустителей с уменьшающейся концентрацией, согласно изобретению в качестве рабочего агента используют теплоноситель, при закачке растворов загустителей в первой оторочке используют раствор загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости высоковязкой нефти, во второй оторочке и всех последующих оторочках используют раствор загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости раствора загустителя в предыдущей оторочке, после чего закачивают растворитель высоковязкой нефти.

Признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) периодическая закачка через нагнетательные скважины растворов загустителей с уменьшающейся концентрацией;

4) использование в качестве рабочего агента теплоносителя;

5) при закачке растворов загустителей в первой оторочке использование раствора загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости высоковязкой нефти;

6) во второй оторочке и всех последующих оторочках использование раствора загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости раствора загустителя в предыдущей оторочке;

7) закачка растворителя высоковязкой нефти.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке залежи высоковязкой нефти, как правило, нефтеотдача залежи остается невысокой даже при применении потокоотклоняющих технологий, таких как закачка растворов загустителей, каковыми являются, например, растворы полимеров. Это связано с резкой разницей вязкостей теплоносителя и полимерного раствора. При этом происходит разрыв потока раствора загустителя, ее проход по наиболее высокопроницаемой зоне и захоронение в залежи значительных запасов нефти. Нефтеотдача залежи остается невысокой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти закачивают теплоноситель (пар, нагретую воду) через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины. Периодически через нагнетательные скважины проводят закачки оторочек растворов загустителей. При закачке растворов загустителей в первой оторочке используют раствор загустителя с вязкостью, кратно (в 10 раз) меньшей вязкости высоковязкой нефти, во второй оторочке и всех последующих оторочках используют раствор загустителя с вязкостью, кратно меньшей вязкости раствора загустителя в предыдущей оторочке, после чего закачивают растворитель высоковязкой нефти. При этом удается достичь нефтеотдачи залежи до 80% вместо традиционных 20-30% при тепловом способе разработки и также с применением полимерного заводнения.

В качестве загустителя используют водорастворимые полимеры типа полиакриламида, гидролизованного полиакрилонитрила, эфиров целлюлозы, наполнители и пр. В качестве растворов загустителей используют растворы вышеуказанных загустителей, водонефтяные эмульсии возможно с наполнителем и пр. Оторочки растворов загустителей составляют от 0,01 до 10% порового объема элемента разработки.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти, находящейся на глубине 90 м, представленную неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 д.ед., пористостью 30%, проницаемостью 0,265 мкм ², с нефтью, имеющей плотность 956 кг/м ³ и вязкость 7000 мПа·с. Залежь разрабатывают по семиточечной системе разработки с нагнетательной скважиной в центре элемента разработки. Расстояние между скважинами составляет 100 м. Через центральную нагнетательную скважину закачивают пар, через 6 окружающих добывающих скважин отбирают нефть. Останавливают закачку пара. Через нагнетательную скважину закачивают оторочку водного раствора полиакриламида с вязкостью 700 мПа·с в объеме 2% порового объема элемента разработки, затем водный раствор полиакриламида с вязкостью 70 мПа·с в объеме 2% порового объема элемента разработки, после этого водный раствор полиакриламида с вязкостью 7 мПа·с в объеме 2% порового объема элемента разработки. После этого закачивают растворитель высоковязкой нефти - низковязкую нефть с вязкостью 1 мПа·с в объеме 0,5% порового объема элемента разработки. После этого вновь закачивают пар. В результате нефтеотдача залежи возросла до 80%, тогда как при известных способах разработки подобных залежей удается достичь нефтеотдачи порядка 20-30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.