СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/20 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной заводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, который включает периодическую закачку порций добываемой нефти и воды через нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину закачивают 4-5 порций нефти, а после каждой порции нефти закачивают воду в объеме, превышающем объем порции нефти не менее чем 40-50 раз. Объем одной порции нефти не превышает 5-8% объема перового пространства обводненной призабойной зоны пласта. Закачку всех порций нефти и воды производят попеременно и непрерывно (патент РФ №2135751, кл. Е21В 43/20, опублик. 1999.08.27).

В известном способе нефтяная оторочка способствует продвижению воды как рабочего агента в зоны, в которые способна проникать нефть, однако вследствие малой разницы между плотностью нефти и воды эффект от такого воздействия оказывается минимальным, а нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов, и отбор нефти из добывающих скважин (патент РФ №2280761, кл. Е21В 43/22, опублик. 2006.07.27).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи, т.к. нефтебитумный продукт с течением времени растворяется низковязкой нефтью и перестает выполнять изолирующие и потокоотклоняющие функции.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта и отбор нефти из добывающих скважин, согласно изобретению закачку нефтебитумного продукта проводят в нагретом виде через термоизолированные трубы, спущенные в вертикальную часть скважины, перед оторочкой нефтебитумного продукта проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи, продавку оторочки нефтебитумного продукта ведут ненагретой низковязкой нефтью разрабатываемой залежи в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта, при этом в качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1:(0,3-0,7) по объему, на 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,2-2,0 м³ смеси нефтебитума и цемента, закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому ±30%, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, а освоение скважины проводят циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов от 2 до 4, после чего переходят к постоянному отбору нефти.

При снижении давления закачки нефтебитумного продукта и увеличении приемистости скважины операции с нефтебитумным продуктом повторяют.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи возникает необходимость добычи трудноизвлекаемых запасов, как правило, находящихся в низкопроницаемых зонах. Обычные способы, такие как чередующаяся закачка нефти и воды, закачка нефтебитумного продукта, не приводят к существенному повышению нефтеотдачи вследствие малого потокоотклоняющего эффекта и недолговечности потокоотклоняющего агента. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи с нефтью невысокой вязкости проводят заводнение, т.е. закачку через нагнетательные скважины рабочего агента (воды, пластовой воды, сточной воды, подтоварной воды и т.п.) и отбор нефти через добывающие скважины. При этом из залежи извлекают основные запасы нефти. После этого для извлечения запасов нефти из низкопроницаемых, застойных зон применяют потокоотклоняющие технологии, способствующие поступлению рабочего агента в низкопроницаемые и застойные зоны и вытеснению нефти из этих зон. В вертикальную часть скважины спускают термоизолированные трубы, через которые проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи, продавку нефтебитумного продукта в нагретом виде и продавку ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи. Продавки ведут в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта В качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1(0,3-0,7) по объему. На 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,2-2,0 м³ смеси нефтебитума и цемента. Закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому ±30%. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента. Проводят освоение скважины циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов от 2 до 4, после чего переходят к постоянному отбору нефти.

При снижении давления закачки нефтебитумного продукта и увеличении приемистости скважины операции с нефтебитумным продуктом повторяют.

Разогретый нефтебитумный продукт проникает в высокопроницаемые зоны околоскважинного пространства, остывает там и надежно блокирует высокопроницаемые зоны. При последующем заводнении рабочий агент обходит блокированные высокопроницаемые обводненные зоны и поступает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, вытесняя нефть. Нефтеотдача залежи повышается.

Применение нефтебитумного продукта в виде смеси с цементом способствует тому, что при заводнении вода вызывает схватывание и твердение цемента, дополнительное кольматирование пор коллектора и повышенную долговечность потокоотклоняющего материала в порах.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм², нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 1,8 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см³, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м³/т, коллектор - поровый. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм². Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.

Закачивают рабочий агент через 180 нагнетательных скважин, отбирают нефть через 600 добывающих скважин. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции на участке залежи 90% и степени выработки извлекаемых запасов >50% проводят следующие операции.

В нагнетательной скважине заглушают перфорационные отверстия ниже водонефтяного контакта и через нагнетательную скважину, снабженную теплоизолированными трубами в вертикальной части скважины, т.е. до глубины выше продуктивного пласта на 200 м, проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи, продавку нефтебитумного продукта в нагретом виде и продавку ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи. Продавки ведут в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта. В качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1:0,5 по объему. На 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,6 м³ смеси нефтебитума и цемента. Закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 48 час. Проводят освоение скважины циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов 3, после чего переходят к постоянному отбору нефти.

Аналогичные операции проводят на других нагнетательных скважинах залежи.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При снижении давления закачки нефтебитумного продукта и увеличении приемистости скважины операции с нефтебитумным продуктом повторяют до достижения состояния, при котором отсутствуют снижение давления закачки и увеличение приемистости скважины.

В результате нефтеотдача залежи возросла на 3,5%, тогда как по прототипу удается достичь лишь 1%-ного увеличения нефтеотдачи.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной заводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят заводнение залежи, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта и отбор нефти из добывающих скважин. В вертикальную часть скважины спускают термоизолированные трубы, через которые проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи, продавку нефтебитумного продукта в нагретом виде и продавку ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи. Продавки ведут в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта. В качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1:(0,3-0,7) по объему. На 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,2-2,0 м³ смеси нефтебитума и цемента. Закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому ±30%. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента. Проводят освоение скважины циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов от 2 до 4, после чего переходят к постоянному отбору нефти. При снижении давления закачки нефтебитумного продукта и увеличении приемистости скважины операции с нефтебитумным продуктом повторяют. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку нефтебитумного продукта проводят в нагретом виде через термоизолированные трубы, спущенные в вертикальную часть скважины, перед оторочкой нефтебитумного продукта проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи, продавку оторочки нефтебитумного продукта ведут ненагретой низковязкой нефтью разрабатываемой залежи в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта, при этом в качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1:(0,3-0,7) по объему, на 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,2-2,0 м³ смеси нефтебитума и цемента, закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому ±30%, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, а освоение скважины проводят циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов от 2 до 4, после чего переходят к постоянному отбору нефти.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при снижении давления закачки нефтебитумного продукта и увеличении приемистости скважины операции с нефтебитумным продуктом повторяют.