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.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2001 |
|
RU2200829C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2149257C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ | 2012 |
|
RU2519243C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1993 |
|
RU2043489C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1998 |
|
RU2144614C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1993 |
|
RU2039226C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1998 |
|
RU2146328C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ | 1993 |
|
RU2043488C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЛИ БИТУМА | 2003 |
|
RU2247830C2 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ | 2015 |
|
RU2607127C1 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Проводят отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и закачку воды с начала разработки через нагнетательные скважины до обводненности добывающей скважины на 70% и более. После этого через нагнетательные скважины закачивают в объеме 2-10% от объема нефти, оставшейся в пласте, оторочку воды, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый реагент с концентрацией 0,01-5% по массе. Этот реагент лучше растворяется в нефти, чем в воде. Затем уменьшают объемы закачки воды или прекращают закачку воды до снижения пластового давления ниже давления насыщения до величины, при которой 10-20% порового объема пласта заполнены газом, выделившимся из нефти. После этого продолжают закачку воды с поддержанием текущего пластового давления. 1 з.п. ф-лы.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2149257C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАНТНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДДЕРЖАНИЕМ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ | 1990 |
|
RU2089720C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1997 |
|
RU2123105C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1998 |
|
RU2144614C1 |
US 4113011 A, 12.09.1978 | |||
US 5052487 A, 01.10.1991. |
Авторы
Даты
2003-03-20—Публикация
2001-08-09—Подача