Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой. Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта. Способ включает закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем согласно изобретению в качестве растворителя используют раствор, содержащий нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, при этом растворитель закачивают в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью, а после закачкм растворителя в нефтяную часть пласта нагнетают воду. Закачку воды осуществляют периодически или постоянно с различной интенсивностью. 1 з. п.ф-лы, 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2101476
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 96122903/03
Дата подачи заявки: 03.12.1996
Дата публикации: 10.01.1998
Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Автор(ы): Степанова Г.С.; Шовкринский Г.Ю.; Заволжский В.Б.; Ли А.А.; Бабаева И.А.; Мосина А.А.
Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой.
Известен способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий осуществление барьерного заводнения, отделяющего газовую шапку от нефтяной части пласта [1]
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пласта.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. При этом растворитель закачивают под газонефтяной контакт (ГНК) или в повышенную часть пласта [2]
При применении этого способа к нефтяной залежи с газовой шапкой возникает опасность быстрого прорыва газа, так как поступление газа из газовой шапки не регулируется и обусловлено наличием депрессионных зон в пласте, образующихся при отборе нефти. Часть газа растворяется в растворителе, а часть прорывается в нефтяную зону.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающем закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, в качестве растворителя используют раствор, содержащий нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, при этом растворитель закачивают в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью, а после закачки растворителя в нефтяную часть пласта нагнетают воду. Закачку воды осуществляют периодически или постоянно, изменяя периодически интенсивность закачки.
Существенными признаками изобретения являются: закачка в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины; отбор нефти через добывающие скважины; использование в качестве растворителя раствора, содержащего нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностноактивное вещество; закачка растворителя в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью; после закачки растворителя в нефтяную часть пласта нагнетание воды; осуществление периодической или постоянной закачки воды; периодическое изменение интенсивности закачки воды.
Нефтяные залежи с газовой шапкой характеризуются наличием глубинных разломов. Исследования математической модели формирования таких залежей показали, что благодаря поступлению газа из глубинных разломов в нефтяной части залежи под ГНК, а также под прослоями глин формируются слои повышенной газонасыщенности.
С целью предотвращения прорывов газа из газовой шапки в добывающие скважины в предварительно определенные интервалы повышенной газонасыщенности нефтяной части пласта закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимой полимер и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ). Это способствует переводу свободной газовой фазы в пенообразную форму, и в этих интервалах образуется пенный барьер, который оказывает сопротивление прорыву газа в добывающие скважины из газовой шапки.
После закачки оторочки растворителя в пласт в эти же интервалы закачивают воду. При этом в пласте образуется пеноэмульсионная система, то есть вода придает пене эмульгирующие свойства, что увеличивает ее стойкость. Вода увеличивает объем пенного барьера и способствует его продвижению вглубь пласта по направлению к добывающим скважинам. Таким образом, в подгазовой зоне образуется пеноэмульсионный барьер, препятствующий прорыву газа из газовой шапки в нефтяную часть пласта.
Закачку воды ведут периодически, и в периоды прекращения закачки воды при отборе нефти в пласте образуются депрессионные зоны, в которые устремляется газ из газовой шапки. Этот газ, встречая сопротивление в виде пеноэмульсионного барьера, начинает продвигать его по пласту, вытесняя при этом нефть в добывающие скважины и уменьшая их обводненность за счет частичного оттеснения воды. После накопления газа в нефтяной части пласта для предотвращения его прорыва в добывающие скважины в пласт снова закачивают воду. При этом снижается депрессия и тем самым уменьшается приток газа из газовой шапки. Таким образом, периодическая закачка воды способствует регулировке подтоков газа из газовой шапки.
Можно закачку воды осуществлять постоянно, но периодически меняя интенсивность закачки. Тогда в периоды уменьшения расхода нагнетаемой воды в пласте будут создаваться депрессионные зоны, куда устремляется газ. Периодичность закачки воды или регулирование ее расхода определяется геологическим строением пласта, соотношением высот газовой и нефтяной частей пласта. Если газовая шапка относительно невелика, или приток из нее газа затруднен наличием глинистых пропластков или низкопроницаемых разностей, то закачку воды производят периодически. Если газовая часть пласта имеет большую мощность, и поступление из нее газа не ограничено глинистыми пропластками или низкопроницаемыми участками пласта в области ГНК, то закачку воды производят непрерывно, но с различной интенсивностью.
При закачке оторочки растворителя в весь интервал перфорации, включая газонасыщенные интервалы, то есть интервалы, содержащие газовую фазу в свободном состоянии, а также интервалы, не содержащие свободной газовой фазы, то в интервалах с повышенной газонасыщенностью образуется пенный барьер, а в интервалах, не содержащих свободную газовую фазу, такой барьер не образуется. При нерегулируемом потоке газа из газовой шапки газ будет прорываться в скважину через интервалы, не содержащие свободной газовой фазы, так как в них отсутствует пенный барьер, а при больших поступлениях газа он не будет успевать образовываться в этих интервалах.
Кроме того, расход реагента при этом больше.
Изобретение осуществляется следующим образом.
В нефтяной части пласта с газовой шапкой определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах. Через нагнетательные скважины производят закачку оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимый ПАВ, в интервалы повышенной газонасыщенности нефтяной части пласта. Затем в эти же интервалы через нагнетательные скважины закачивают воду. При этом отбор нефти ведут через добывающие скважины. Воду закачивают периодически или постоянно с различной интенсивностью.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлен разрез нефтегазового пласта, содержащий добывающие скважины 3 и 5 и нагнетательные - 1,2,4,6.
Пример 1. Для обоснования предлагаемого изобретения проводят расчеты этого процесса на модели нефтегазового пласта с помощью программы трехфазной фильтрации в вертикальном пласте "SUTRA" для пласта ПК-1 Северо-Комсомольского месторождения.
На залежи пробурили нагнетательные скважины 1 и 2, через которые закачивают растворитель и добывающую скважину 3, через которую отбирают нефть.
На основании исследования модели формирования залежи определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах 1 и 2 нефтяной части пласта.
Через нагнетательные скважины 1 и 2 в интервалы повышенной газонасыщенности закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер. Объем оторочки равен 5% от запасов нефти на участке вокруг скважины 3 с радиусом, равным расстоянию между скважинами 3 и 2. Запасы этого участка составляют 472,5 тыс.т нефти. В качестве растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер, выбирают воду. В качестве нефтерастворимого полимера использовали биополимер, продуцируемый бактериями Pseudomonas putida 110, который также растворим и в воде, концентрация раствора 0,5%
Затем через нагнетательные скважины закачали 400 тыс. м3 воды в течение 16 лет.
При этом нефтеотдача увеличилась на 12,5%
Пример 2. Выполняют аналогично примеру 1, но объем оторочки растворителя в примере 2 равен 10% от запасов нефти на участке вокруг скважины 1, а в качестве растворителя, содержащего нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, используют нефть с неонолом с концентрацией 0,25%
Закачку воды через нагнетательные скважины ведут периодически, то есть закачивают по 25 тыс.м воды через год в течение 16 лет. Общий объем закачки воды составил 200 тыс.м3.
При этом нефтеотдача увеличилась на 4,6%
Пример 3. На залежи пробуривают добывающую скважину 5 и нагнетательные скважины 4 и 6.
На основе исследования модели формирования залежи определяют интервалы повышенной газонасыщенности в нагнетательных скважинах 4 и 6. Через нагнетательные скважины 4 и 6 в интервалы повышенной газонасыщенности закачивают оторочку растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер и поверхностно-активное вещество, в объеме, равном 20% от запасов нефти, на участке вокруг скважины 5 с радиусом, равным расстоянию между скважинами 5 и 6. Запасы этого участка составили 550 тыс.т нефти.
В качестве оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимые полимер и ПАВ, используют воду с биополимером, продуцируемым бактериями Pseudomonas putida 112 с концентрацией 0,5% и неонолом с концентрацией 0,2% Закачку воды вели постоянно, периодически меняя ее интенсивность.
Затем через нагнетательные скважины закачали 450 тыс.м3 воды в течение 16 лет. При этом нефтеотдача увеличилась на 5,0%
Пример 4. Выполняют аналогично примеру 3, но в качестве оторочки растворителя закачивают полимер Р-48 с концентрацией 0,1% При этом нефтеотдача увеличилась на 4,8%
Пример 5. Выполняют аналогично примеру 2, но в качестве поверхностно-активного вещества используют АФ 9-4 с концентрацией 0,15% Нефтеотдача увеличилась на 3,5%
На основании приведенных выше примеров можно сделать вывод о том, что предлагаемое изобретение повышает нефтеотдачу на 2,5-5%
Формула изобретения: 1. Способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий закачку в нефтяную часть пласта оторочки растворителя через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют раствор, содержащий нефтерастворимый полимер и/или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество, при этом растворитель закачивают в предварительно определенные зоны с повышенной газонасыщенностью, а после закачки растворителя в нефтяную часть пласта нагнетают воду.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды осуществляют периодически или постоянно, изменяя периодически интенсивность закачки.