Способ разработки неоднородной нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2594185:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами. Техническим результатом является повышение равномерности выработки зон залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, заключающийся в закачке в продуктивный пласт водного раствора полимера повышенной вязкости [М.Л. Сургучев "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов". М.: Недра, 1985 г., стр. 165-175].

При этом на фронте вытеснения снижается вязкостная неустойчивость, а при закачке через единый фильтр объем оторочки распределяется по пропласткам пропорционально их приемистости. Больший объем проникает в высокопроницаемые слои и в большей степени повышает их фильтрационное сопротивление, что в конечном итоге, считается, приводит к выравниванию фронта вытеснения и увеличению охвата пласта заводнением. На основе опытных данных оптимальный объем оторочки принято считать в пределах 0,2-0,3 от объема пор пласта при весовой концентрации полимера 0,05%.

Недостатком этого способа является зачастую преждевременный прорыв воды через высокопроницаемый пропласток, когда вязкостных характеристик раствора и фактора сопротивления становится недостаточно.

Это устраняется в способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов с пропластками высокой проницаемости, заключающемся в закачке в пласт водного раствора полимера с добавлением загустителя [А.с. СССР 1837104, опубл. 30.08.1993]. Этот способ позволяет предотвратить преждевременный прорыв закачиваемой воды в высокопроницаемых пропластках.

Недостатком этих способов является то, что вязкие растворы полимеров в значительной степени блокируют малопроницаемые пропластки.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, который заключается в одновременно-раздельной закачке через нагнетательные скважины оторочек растворов полимеров с последующим проталкиванием их водой. При этом в высокопроницаемые пропластки закачивают растворы полимеров высокой молекулярной массы, а в низкопроницаемые пропластки - растворы полимеров низкой молекулярной массы с соблюдением условия, чтобы средний размер макромолекул полимера, закачиваемого в пропластки, был меньше среднего диаметра поровых каналов [патент РФ №2095555, опубл. 10.11.1997 - прототип].

Недостатком прототипа является то, что закачка раствора полимера даже малой молекулярной массы в малопроницаемые пропластки снижает темп выработки нефти из пропластка, тем самым снижая общий темп выработки.

Необходимость выравнивания фронтов вытеснения по пласту требует увеличения вязкостных характеристик раствора для высокопроницаемых пропластков. Это ведет к увеличению расхода реагентов, а темп разработки снижается. Все это приводит к неравномерности выработки отдельных зон залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки зон залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи разные участки залежи с разной проницаемостью разрабатываются неравномерно, что влечет за собой значительные материальные затраты на поддержание работы частично выработанной залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки зон залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи проводят разделение залежи на зоны с высокой проницаемостью более 500 мД, средней проницаемостью от 100 до 500 мД и низкой проницаемостью до 100 мД. При начальных одинаковых значениях вязкости нефти и пластового давления по всей залежи в выделенных зонах производят закачку вытесняющего агента с различной вязкостью: в зону с низкой проницаемостью коллектора до 100 мД - с вязкостью вытесняющего агента равной вязкости пластовой воды, причем закачку производят циклически с периодичностью 15 суток, позволяющей однородно распределиться вытесняющему агенту по трещинам, кавернам и порам матрицы. В зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40%, при циклировании закачки с периодом 12 суток для осуществления технологической выдержки, что позволит выровнить фронт вытеснения нефти. В зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50%, при циклировании закачки с периодом 9 суток, позволяющей вытесняющему агенту осуществить максимальное уменьшение скорости движения флюида по самым высокопроницаемым прослоям.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1090 м, пластовая температура 25°С, пластовое давление 11 МПа, средняя пористость 28%, средняя проницаемость 1,7 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях 58 мПа·с, плотность нефти 0,888 т/м3. Коллектор - поровый. Залежь пластово-сводовая.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Разделяют залежь на зоны с высокой проницаемостью более 500 мД, средней проницаемостью от 100 до 500 мД и низкой проницаемостью до 100 мД.

В зону с низкой проницаемостью коллектора до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды, т.е. с вязкостью 1,6 мПа*с, причем закачку производят циклически с периодичностью 15 суток - закачка, 15 суток - остановка. Для загущения воды используют водорастворимый полимер - полиакриламид (ПАА). В качестве вытесняющего агента используют 0,001-0,002%-ный водный раствор ПАА. При этом используют ПАА в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97.

В зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40%, т.е. 2,24 мПа*с, причем закачку производят с периодом 12 суток - закачка, 12 суток - остановка. В качестве вытесняющего агента используют 0,003-0,004%-ный раствор ПАА. ПАА используют в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97 или гранулированный сульфатный под маркой ПАА-ГС по ТУ 2216-001-40910172-98.

В зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50%, т.е. 3,36 мПа*с, причем закачку производят с периодом 9 суток - закачка, 9 суток - остановка. В качестве вытесняющего агента используют 0,005-0,006%-ный раствор ПАА. ПАА используют в виде 8%-ной концентрации по ТУ 6-02-00209912-61-97 или гранулированный сульфатный под маркой ПАА-ГС по ТУ 2216-001-40910172-98.

В результате разработка всех зон залежи достигается одновременно через 32 года достижением конечной нефтеотдачи 38,5%.

Применение предложенного способа позволит достичь равномерности выработки зон залежи..

Способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх