СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с использованием заводнения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, увеличивающий степень нефтеизвлечения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину, щелочного раствора, шлам-лигнина и водного раствора поверхностно-активного вещества (Пат. 2127358 "Способ разработки нефтяного месторождения заводнением")
К недостаткам указанного способа относится то, что, во-первых, загуститель активно адсорбируется как в высокопроницаемых так и в низкопроницаемых порах и каналах, блокируя подвижную нефть. Во-вторых, предлагаемые реагенты не отмывают остаточную нефть, поэтому формирование вала нефти начинается на значительном удалении от скважины. Чем больше расстояние образования вала нефти от ствола нагнетательной скважины, тем меньше оторочка нефти, которая со временем может рассеяться.

Наиболее близким аналогом заявляемого технического решения является способ разработки нефтяной залежи, увеличивающий как охват пласта, так и коэффициент вытеснения, Способ включает закачку в пласт одновременно полимерного раствора и водного раствора щелочи, затем, водного раствора сернокислого алюминия и дополнительную закачку водного раствора хлористого кальция. (Пат. 2117143 "Способ разработки нефтяной залежи").

Недостаточная эффективность указанного способа объясняется тем, что гидроксиды многовалентных металлов прежде всего образуются в обводненных высокопроницаемых каналах коллектора, из которых практически вытеснена нефть. Остаточная нефть, находящаяся в виде пленки, из них не вытесняется. При закупорке зон следующие порции раствора сернокислого алюминия поступают в те участки пласта, которые ранее не участвовали в разработке. При этом коэффициент вытеснения нефти увеличивается на 5-10% по сравнению с вытеснением водой.

Приведенные выше способы применимы при обводненности продукции до 80%.

Целью данного изобретения является: во-первых, формирование устойчивого вала нефти непосредственно у ствола нагнетательной скважины; во-вторых, доотмыв остаточной нефти из промытых зон и каналов, в третьих, возможность повышения нефтеизвлечения на поздней стадии разработки месторождения с обводненностью продукции до 99%.

Указанная цель достигается тем, что при разработке нефтяной залежи с использованием заводнения осуществляют последовательную закачку в пласт оторочек водорастворимого (ВРР), нефтерастворимого (НРР) растворителей, нефти, нефтерастворимого и водорастворимого растворителей при следующем отношении объемов оторочек 0.07-0.09: 0.03-0.05: 0.59-0.67; 0.08-0.1; 0.15-0.17 и общей толщине вала оторочек 25-30 м.

При вытеснении нефти водой на твердой поверхности остаются граничные слои, толщина которых зависит от химического состава нефти. Для отмыва адсорбированных органических и гетероорганических соединений необходимо устранить гидрофобные взаимодействия, которые, как известно, проявляются в присутствии воды. Поэтому сначала необходимо гидрофобизовать пористую среду, т.е. вытеснить воду взаиморастворимым в воде реагентом, химический потенциал которого выше, чем адсорбированные на твердой поверхности органические и гетероорганические соединения. Закачанный реагент вытесняет с поверхности ранее адсорбированные слои органики с образованием новых слоев. Затем закачивают реагент, который взаиморастворяется с ранее закачанным реагентом и нефтью. Для полного вытеснения нефти и нефтерастворимого реагента снова закачивают водорастворимый реагент. Эти оторочки вытесняют водой.

Таким образом, технология вытеснения остаточной нефти и создания вала нефти включает в себя последовательную закачку в пласт оторочки водорастворимого растворителя (ВРР), нефтерастворимого (НРР), нефти, нефтерастворимого и водорастворимого растворителей и наконец эти оторочки вытесняют водой.

Такой характер вытеснения при взаимной растворимости всех закачиваемых агентов способствует практически полному вымыванию как нефти, так и самих реагентов из тех каналов и пропластков пористой среды, по которым они прошли.

Для подтверждения вышесказанного нами были проведены эксперименты на естественных пористых средах. В качестве естественных образцов применялись карбонатные породы евлановско-ливенского горизонта Демьяновского месторождения.

Результаты экспериментов приведены в таблице, 1.

В качестве водорастворимых растворителей применяли в настоящем эксперименте метиловый спирт и изооктан.

Как видно из полученных экспериментов, при последовательной закачке водо-, нефте- и водорастворимых растворителей из модели вышли полностью нефть, т.е. коэффициент вытеснения составил 100%.

Для применения метода в пласте в качестве водорастворимых растворителей рекомендуются низшие спирты, кетоны и другие.

В качестве нефтерастворимых растворителей рекомендуются низкомолекулярные алифатические соединения, широкая фракция легких углеводородов, ароматические (толуол, ксилол и другие).

Способ осуществляют следующим образом.

Первый этап. Закачивают в пласт оторочку водорастворимого растворителя.

Второй этап. Закачивают в пласт оторочку нефтерастворимого растворителя.

Третий этап. Закачивают в пласт оторочку нефти.

Четвертый этап. Закачивают в пласт оторочку нефтерастворимого растворителя.

Пятый этап. Закачивают в пласт оторочку водорастворимого растворителя.

Шестой этап. Все вышеуказанные оторочки растворителей вытесняют водой. Эта схема последовательной закачки реагентов полностью вытесняет нефть из тех каналов и пропластков, по которым прошел вытесняющий раствор с полным вытеснением нефти и созданием вала нефти. Причем при движении по пласту общий размер оторочек взаиморастворимых растворителей и нефти не уменьшается, а увеличивается за счет отмыва остаточной пленочной нефти и протока ее из зон и пропластков, ранее не участвовавших в разработке.

Для определения зависимости скорости фильтрации нефти и воды от проницаемости пористых сред нами были проведены эксперименты.

Результаты экспериментов приведены в таблица, 2.

В экспериментах использовалась нефть с вязкостью 2.04 мПа•с, удельной массой 850 кг/м³ и пластовая вода с вязкостью 1.69 мПа•с, минерализацией 230 г/л.

Как видно из полученных результатов скорость фильтрации нефти значительно ниже скорости фильтрации воды как в карбонатных, так и терригенных породах. Таким образом, сформированный вал нефти непосредственно у призабойной зоны нагнетательной скважины выравнивает профиль фильтрации жидкостей в пласте.

Последовательная закачка реагентов в пласт проводится один раз. Объем закачки всех оторочек реагентов и нефти рассчитывается в зависимости от толщины пласта Q= πR²hm, где R - радиус, h - толщина пласта, m - пористость.

Для формирования устойчивого нефтяного вала необходимо, чтобы общая толщина всех оторочек составляла 25-30 м. Соотношение объемов оторочек реагентов водорастворимого, нефтерастворимого растворителя, нефти, нефтерастворимого и водорастворимого растворителей составляло: 0.07-0.09, 0.03-0.05, 0.59-0.67, 0.08-0.1, 0.15-0.17.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с использованием заводнения. Способ позволяет повысить нефтеизвлечение на поздней стадии разработки месторождения с обводненностью продукции до 99%. Сущность изобретения: для создания устойчивого вала нефти осуществляют последовательную закачку в пласт оторочек нефтерастворимого (НРР), водорастворимого (ВРР) растворителей, нефти, нефтерастворимого (НРР) и водорастворимого (ВРР) растворителей при следующем отношении объемов оторочек НРР, ВРР, нефти, НРР, ВРР соответственно: 0,07-0,09; 0,03-0,05; 0,59-0,67; 0,08-0,1; 0,15-0,17. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в последовательном нагнетании в пласт растворов реагентов, отличающийся тем, что для создания устойчивого вала нефти с максимальным извлечением нефти на поздней стадии разработки месторождения осуществляют закачку в пласт оторочек нефтерастворимого растворителя, водорастворимого растворителя, нефти, нефтерастворимого и водорастворимого растворителей при следующем отношении объемов этих оторочек соответственно: 0,07-0,09; 0,03-0,05; 0,59-0,67; 0,08-0,1; 0,15-0,17. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что общая толщина вала оторочек составляет 25-30 м.