СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/22 

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

Известен способ разработки нефтяной залежи и путем закачки в нагнетательные скважины оторочки воды, содержащей пенообразующие вещества, проталкивания ее газом или чередующимися оторочками газа и воды и отбора нефти через добывающие скважины.

Недостатком этого способа является небольшое увеличение коэффициента нефтеотдачи, не более 5% за счет применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом при продвижении воды в пласт имеет место переход части ПАВ в нефтяную фазу. Концентрация его в воде снижается, и пенообразующая способность значительно уменьшается.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины.

Недостатком этого способа является недостаточное увеличение нефтеотдачи пласта. Это обусловлено быстрым прорывом газа в добывающие скважины за счет неоднородности пласта.

Целью предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, в качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0 мас.

В качестве растворителя можно использовать нефть.

В качестве газа можно использовать парогазовую смесь.

В способе разработки нефтяной залежи путем газового или теплового воздействия в пласт предварительно через нагнетательные скважины закачивается растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или ПАВ в количестве от 0,01 до 5 мас. от массы растворителя.

В качестве растворителя в пласт может закачиваться широкая фракция легких углеводородов, конденсат, добытая нефть и т.п.

Экспериментальные исследования показали, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или ПАВ приводит при проталкивании оторочки газом к образованию мелкодисперсной пены в виде мельчайших пузырьков газа в жидкости. Такая оторочка придает флюиду большую подвижность, препятствует прорыву газа, увеличивает коэффициент охвата и коэффициент допрорывного вытеснения нефти.

Исследования проводились на линейной модели насыпной пористой среды длиной 50 см, диаметром 3,5 см, проницаемость 0,2 мкм². В качестве нефти использовалось трансформаторное масло.

П р и м е р 1. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов, затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая за 3 цикла. Давление вытеснения составляло 1,5 мПа, температура 20^оС.

Результаты эксперимента:
Допрорывной коэффициент
нефтевытеснения 0,2
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,36
Окончательный коэффициент
нефтевытеснения после 3-х
циклов вытеснения оторочками
газа и воды размером 0,1
порового объема каждая 0,365
П р и м е р 2. Вытеснение трансформаторного масла из линейной модели осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов водой 0,5 порового объема и 3 циклами оторочек газа и воды размером 0,1 порового объема каждая. Все остальные условия сохранялись неизменными.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,32
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,376
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,45
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и водой
размером 0,1 порового
объема каждая 0,46
П р и м е р 3. Выполнялся как пример 2, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 0,01 мас.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,24
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,356
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,38
Окончательный коэффициент
после вытеснения оторочками
газа и воды 0,385
П р и м е р 4. Выполнялся как пример 3, но концентрация полиизобутилена в трансформаторном масле составляла 5 мас. по массе.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,25
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,358
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,385
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения оторочками
газа и воды 0,39
В последнем эксперименте вязкость трансформаторного масла была очень высокая: порядка 417 спз при 20^оС. Поэтому опыт проводился при температуре 90^оС, вязкость составляла порядка 150 спз. Поэтому концентрация больше 5% не рекомендуется.

П р и м е р 5. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась парогазовая смесь, состоящая из 50% водяного пара и 50% азота. Температура в пласте поддерживалась на уровне 200^оС.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,35
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,37
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой 0,43
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения оторочками
парогазовой смеси и воды 0,45
П р и м е р 6. Выполнялся как пример 2, но вместо полимера в масло добавлялся 0,01% ПАВ. В качестве ПАВа использовался нефтенол Н.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,26
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,366
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,385
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды
размером 0,1 порового
объема каждая 0,388
П р и м е р 7. Выполнялся как пример 6, но концентрация ПАВа составляла 5%
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,28
Коэффициент нефтевытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,370
Коэффициент последующего
вытеснения водой (0,5
порового объема) 0,388
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды размером
0,1 порового объема каждая 0,400
П р и м е р 8. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось азотом 2 поровых объемов. Давление и температура те же, что и в примере 1.

Результаты эксперимента:
Допрорывной коэффициент
нефтевытеснения 0,2
Коэффициент нефтевытесне-
ния азотом 0,32
П р и м е р 9. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой того же масла с 1% полиизобутилена размером 0,1 порового объема, затем азотом 2 поровых объемов.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,32
Коэффициент вытеснения
азотом 0,376
П р и м е р 10. Вытеснение трансформаторного масла осуществлялось оторочкой (0,1 порового объема) гексана, затем азотом 2 поровых объемов, а затем водой 0,5 порового объема и оторочками газа и воды по 0,1 порового объема каждая. Давление было то же, что и в примере 1.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,23
Коэффициент вытеснения азотом 0,33
Коэффициент нефтевытеснения
после вытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,38
Окончательный коэффициент нефтевытеснения после 3-х циклов вытеснения оторочками газа и воды 0,39
П р и м е р 11. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена был взят полимер полиэтиленгликоль 115
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,31
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объемов) 0,38
Коэффициент последующего
вытеснения водой (0,5 поро-
вого объема) 0,46
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды, размером
0,1 порового объема каждая 0,47
П р и м е р 12. Выполнялся как пример 2, но вместо полиизобутилена использовался ПАВ АФ-9-4.

Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,27
Коэффициент вытеснения
азотом (2 поровых объема) 0,365
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 поровых объема) 0,47
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды размером
0,1 порового объема каждая 0,48
П р и м е р 13. Выполнялся как пример 2, но вместо азота использовалась смесь, содержащая 88% азота и 12% CO₂ (Имитация дымового газа)
Результаты эксперимента:
Допрорывный коэффициент
нефтевытеснения 0,33
Коэффициент вытеснения
азотом (2 пороговых объемов) 0,38
Коэффициент последующего
нефтевытеснения водой
(0,5 порового объема) 0,45
Окончательный коэффициент
после 3-х циклов вытеснения
оторочками газа и воды
размером 0,1 порового
объема каждая 0,465
Из примеров следует, что добавление к растворителю нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества, а также применение парогазовой смеси приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.

Способ разработки нефтяной залежки включает закачку в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01 - 5,0 мас.%. В качестве растворителя следует использовать как лучший вариант нефть , а в качестве газа - парогазовую смесь. Способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет предотвращения прорыва газа в добывающие скважины при разработке неоднородного пласта. 2 з.п. ф.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, путем закачки в пласт оторочки растворителя с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют растворитель, содержащий нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01 5,0 мас. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют нефть. 3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве газа используют парогазовую смесь.