Способ разработки нефтяной залежи

 

Использование: в нефтедобывающей промышленности при разработке нефтяных залежей. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Проводят отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения, при котором дебит скважины начинает снижаться, а газ, выделившийся из нефти, начинает прорываться в добывающие скважины. Перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают в объеме 2 - 10% порового объема пласта оторочку воды, содержащей водорастворимое поверхностно-активное вещество концентрацией 0,01 - 5% по массе. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может найти применение при разработке нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт оторочки газа, воды и поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим проталкиванием газом и водой через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В качестве ПАВ используют водорастворимые ПАВ, содержащие поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0% по массе [1].

Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи залежи вследствие прорывов в скважину газа, выделившегося из нефти, и загазованности скважин в первый период заводнения.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку воды через нагнетательные скважины [2].

Известный способ позволяет отбирать из залежи основные запасы нефти, однако значительная их часть остается в залежи, что снижает нефтеотдачу.

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 воды через нагнетательные скважины, согласно изобретению отбор нефти через добывающие скважины ведут до достижения пластового давления, при котором наблюдается снижение дебита скважины и прорывы выделяющегося в пласте газа, перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают в объеме 2-10% порового объема пласта оторочку воды, содержащей водорастворимое поверхностно-активное вещество концентрацией 0,01-5% по массе, а последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.

Существенными признаками изобретения являются: 1) отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения; 2) последующая закачка воды через нагнетательные скважины; 3) отбор нефти через добывающие скважины до достижения пластового давления, при котором наблюдается снижение дебитов скважина и прорывы свободного газа в добывающие скважины; 4) перед заводнением закачка через нагнетательные скважины в объеме 2-10% порового объема пласта оторочки воды, содержащей водорастворимое поверхностно-активное вещество концентрацией 0,01-5% по массе; 5) Последующая разработка залежи в режиме поддержания текущего пластового давления.

Признаки 1, 2 являются сходными с прототипом, признаки 3-5 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.

В пласте снижают пластовое давление при разработке залежи на истощение до давления ниже давления насыщения, в результате чего из нефти выделяется растворенный в ней газ.

Снижение пластового давления производят до тех пор, пока дебиты нефти не начнут снижаться, а выделившийся в пласте газ будет прорываться в добывающие скважины.

В этот момент в пласт закачивается оторочка воды, содержащая водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5% по массе.

При этом в пласте в присутствии газа на фронте вытеснения создается оторочка мелкодисперсной пены в нефти, воде и водонефтяной эмульсии, так как содержащийся в пласте свободный газ будет окклюдироваться в закачиваемой оторочке и ее смеси с нефтью. Устойчивость реологических свойств образовавшейся пены обеспечивается упрочнением сольватных оболочек микрозародышевых газовых ассоциаций вследствие присутствия ПАВ. Созданный таким образом водоэмульсионный пенный барьер перекроет пути прорыва свободного газа. Его количество уменьшится в пласте, так как часть газа окклюдируется в этом барьере в виде пены. Уменьшение газонасыщенности свободного газа значительно снизит фазовую проницаемость по газу и, как следствие, прекратятся прорывы газа. Нефть будет выталкиваться из пласта созданным пенным барьером.

Экспериментальные исследования, проведенные на модели пласта, показали, что коэффициент нефтевытеснения при этом увеличился на 10-15 пунктов по сравнению с процессом истощения с последующим заводнением.

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения до достижения пластового давления, при котором дебиты уменьшаются, а выделившийся газ прорывается в добывающие скважины.

Перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают оторочку воды, составляющую 2-10% порового объема пласта, содержащую водорастворимое поверхностно-активное вещество концентрацией 0,01-5% по массе. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.

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^-3 мкм² - 0,03 - 0,3
Пластовая температура, ^oC - 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
Газосодержание нефти, м³/т - 180
Проводят отбор нефти через 1 добывающую скважину до достижения пластового давления 10 МПа, т.е. давления ниже давления насыщения, при котором дебит скважины снижается на 15% и наблюдается повышенный газовый фактор 250 - 300 м³/т. Проводят закачку воды через 1 нагнетательную скважину. Перед заводнением через нагнетательную скважину закачивают оторочку воды, составляющую 6% порового объема пласта и содержащую водорастворимый неонол, концентрацией 5,0% по массе в виде товарной формы АФ-9-12. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 10 МПа.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Отбор нефти ведут до достижения пластового давления, равного 10 МПа. Перед заводнением закачивают в объеме 2% порового объема пласта оторочку воды, содержащую нефтеводорастворимое поверхностно-активное вещество ТЭАС концентрацией 0,01% по массе. Последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания пластового давления, равного 10 МПа.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Перед заводнением закачивают в объеме 10% порового объема пласта оторочку воды, содержащую водорастворимый неонол, концентрацией 2% по массе.

При разработке нефтяной залежи по примерам 1-2 нефтеотдача залежи увеличивается на 10-15%.

Источники информации
1. Патент США N 4601337, кл. E 21 B 43/16, опублик. 1986 г.

2. В. Е. Гавура. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995, с. 85-89 - прототип.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления ниже давления насыщения и последующую закачку воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что отбор нефти через добывающие скважины ведут до достижения пластового давления, при котором дебит скважины начинает снижаться, а газ, выделившийся из нефти, начинает прорываться в добывающие скважины, перед заводнением через нагнетательные скважины закачивают в объеме 2 - 10% порового объема пласта оторочку воды, содержащей водорастворимое поверхностно-активное вещество концентрацией 0,01 - 5% по массе, а последующую разработку залежи ведут в режиме поддержания текущего пластового давления.