Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, в качестве ПАВ используют водорастворимое ПАВ в виде водного раствора 5-10%-ной концентрации, который подогревают на дневной поверхности до 40-100°С, прокачивают на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора ПАВ с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке, продавливают в пласт оторочку раствора ПАВ рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки, между продавками оторочек проводят технологические выдержки в течение 5-10 сут, при этом общий объем раствора ПАВ назначают от 0,25 до 1,0% порового объема участка разработки и делят как минимум на две части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось условие: где: - объем первой оторочки раствора концентрации C₁, м³; - объем второй оторочки раствора концентрации С₂ больше C₁, м³; - объем третьей оторочки раствора концентрации С₃ больше С₂, м³. 1 табл.

 

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

Известен способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи путем нагнетания в пласт поверхностно-активного вещества в воде. До или после закачки поверхностно-активного вещества закачивают ароматический растворитель при их объемном соотношении от 1,5:1 до 20:1, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют анионное поверхностно-активное вещество сульфонатного типа концентрации 0,1-2 мас.% и неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 6-18 в концентрации 0,3 -4,5 мас.% (патент РФ №1672762, опублик. 1999.09.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий размещение добывающих и нагнетательной скважин, образующих своими забоями систему семиточечного площадного элемента. Через нагнетательную скважину закачивают порции вытесняющих агентов раствора поверхностно-активного вещества и полимера. При закачке раствора полимера через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью ограничивают отбор. При закачке раствора поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину в добывающих скважинах в зоне с пониженной проницаемостью форсируют отбор, а в добывающих скважинах в зоне с повышенной проницаемостью ограничивают отбор (патент РФ №1554457, опублик. 1996.05.10 - прототип).

Применение данного способа позволяет стабилизировать рост обводненности продукции скважин, сократить срок разработки, однако нефтеотдача залежи остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества, согласно изобретению, в качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимое поверхностно-активное вещество в виде водного раствора 5-10%-ной концентрации, подогревают на дневной поверхности раствор поверхностно-активного вещества до 40-100°С, прокачивают на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора поверхностно-активного вещества с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке, продавливают в пласт оторочку раствора поверхностно-активного вещества рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки, между продавками оторочек проводят технологические выдержки в течение 5-10 сут, при этом общий объем раствора поверхностно-активного вещества назначают от 0,25 до 1,0% порового объема участка разработки и делят как минимум на две части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось условие:

,

где - объем первой оторочки раствора концентрации С₁ м³;

- объем второй оторочки раствора концентрации С₂ больше C₁, м³;

- объем третьей оторочки раствора концентрации С₃ больше С₂, м³.

Признаками изобретения являются:

1) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

2) отбор продукции через добывающие скважины;

3) периодическая закачка через нагнетательные скважины поверхностно-активного вещества;

4) использование в качестве поверхностно-активного вещества водорастворимого поверхностно-активного вещества в виде водного раствора 5-10%-ной концентрации;

5) подогрев на дневной поверхности раствора поверхностно-активного вещества до 40-100°С;

6) прокачка на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора поверхностно-активного вещества с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке;

7) продавка в пласт рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки;

8) между продавками оторочек проведение технологических выдержек в течение 5-10 сут;

9) назначение объема раствора от 0,25 до 1,0% порового объема участка разработки;

10) разделение общего объема растворов поверхностно-активного вещества как минимум на две части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось специальное условие.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительное количество запасов нефти остается в залежи невыработанным. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины поверхностно-активного вещества. В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимое поверхностно-активное вещество в виде водного раствора 5-10%-ной концентрации. Перед закачкой подогревают на дневной поверхности раствор поверхностно-активного вещества до 40-100°С, прокачивают на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора поверхностно-активного вещества с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке, продавливают в пласт оторочку раствора поверхностно-активного вещества рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки. Между продавками оторочек проводят технологические выдержки в течение 5-10 сут, при этом общий объем раствора поверхностно-активного вещества назначают от 0,25 до 1,0% порового объема участка разработки и делят как минимум на две части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось условие:

,

где - объем первой оторочки раствора концентрации С₁, м³;

- объем второй оторочки раствора концентрации C₂ больше C₁, м³;

- объем третьей оторочки раствора концентрации С₃ больше С₂, м³.

В качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества используют ОП-7, ОП-10, Неонол АФ9-12 и т.п.

Пример конкретного выполнения

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 продукцию через 600 добывающих скважин.

Периодически проводят закачку через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активного вещества - водного раствора Неонола АФ9-12.

Поверхностно-активное вещество Неонол АФ9-12 производится ОАО «Нижнекамскнефтехим» по ТУ 2483-077-05766801-98.

Физико-химические показатели Неонола АФ9-12 приведены в таблице.

Физико-химические свойства Неонола АФ9-12
Наименование показателя	Значение	Метод испытаний
1. Внешний вид при 25°С	Прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета	п.4.2 ТУ 2483-077-05766801-98
2. Цветность по платиново-кобальтовой шкале,		ГОСТ 14871-76, раздел 1 (с дополнением по п.4.3 для Неонола АФ9-12)
	150
3. Температура помутнения		п.4.4
водного раствора НПАВ		ТУ 2483-077-05766801-98
концентрацией 10 г/дм3, °С	86±3
4. Концентрация водородных ионов (рН):
- водного раствора с массовой долей НПАВ 10 г/дм3	7±1	ГОСТ 22567.5-93
5. Массовая доля		п.4.6
присоединенной окиси этилена, %	70,0±1,0	ТУ 2483-077-05766801-98
6. Массовая доля воды, %,
не более	0,5	ГОСТ 14870-77, раздел 2
7. Массовая доля		п.4.7
полиэтиленгликолей, %, не более	1,5	ТУ 2483-077-05766801-98

В нагнетательную скважину спускают колонну насосно-компрессорных термоизолированных труб с пакером. Перед закачкой пакеруют пространство нагнетательной скважины на забое над продуктивным пластом. Подогревают на дневной поверхности раствор поверхностно-активного вещества до 90°С, прокачивают на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора поверхностно-активного вещества с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке, продавливают в пласт оторочку раствора поверхностно-активного вещества рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки, между продавками оторочек проводят технологические выдержки в течение 5-10 сут, при этом общий объем раствора поверхностно-активного вещества назначают 0,5% порового объема участка разработки и делят на три части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось условие:

,

где - объем первой оторочки раствора концентрации С₁, м³;

- объем второй оторочки раствора концентрации С₂ больше C₁, м³;

- объем третьей оторочки раствора концентрации С₃ больше С₂, м³.

Для формирования трех оторочек с полуторократным увеличением их объема и с суммарным объемом, равным 100 м³, готовят и закачивают в первой оторочке 5% водный раствор Неонола АФ9-12: 21 м³ раствора, в т.ч. 20 м³ воды и 1,1 т Неонола АФ9-12 товарной формы (100% концентрации); во второй оторочке 7% водный раствор Неонола АФ9-12: 32 м³ раствора, в т.ч. 29,7 м³ воды и 2,2 т Неонола АФ9-12 товарной формы (100% концентрации); в третьей оторочке 10% водный раствор Неонола АФ9-12: 47 м³ раствора, в т.ч. 42,3 м³ воды и 4,7 т Неонола АФ9-12 товарной формы (100% концентрации).

Всего для приготовления 100 м³ водного раствора ПАВ необходимо 8 т Неонола АФ9-12 товарной формы (100% концентрации). Возобновляют закачку рабочего агента -пластовой воды.

Аналогичные работы проводят на прочих нагнетательных скважинах.

В результате нефтеотдача залежи возрастает с 34 до 39%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимое поверхностно-активное вещество в виде водного раствора 5-10%-ной концентрации, подогревают на дневной поверхности раствор поверхностно-активного вещества до 40-100°С, прокачивают на забой нагнетательной скважины по термоизолированным трубам оторочки раствора поверхностно-активного вещества с увеличением объема и концентрации раствора в каждой последующей оторочке, продавливают в пласт оторочку раствора поверхностно-активного вещества рабочим агентом в объеме не менее объема предыдущей оторочки, между продавками оторочек проводят технологические выдержки в течение 5-10 сут., при этом общий объем раствора поверхностно-активного вещества назначают от 0,25 до 1,0% порового объема участка разработки, и делят как минимум на две части для определения объема оторочек таким образом, чтобы выполнялось условие

где - объем первой оторочки раствора концентрации
C₁, м³;
- объем второй оторочки раствора концентрации
С₂ больше C₁, м³;
- объем третьей оторочки раствора концентрации
С₃ больше С₂, м³.