Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: По способу разработки нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. На поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В них определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи. При этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров. 1 з.п.ф-лы.
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: 2105871
Класс(ы) патента: E21B43/22
Номер заявки: 97109037/03
Дата подачи заявки: 29.05.1997
Дата публикации: 27.02.1998
Заявитель(и): Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть"
Автор(ы): Хисамов Р.С.; Тазиева Э.М.; Лапицкий В.И.; Фролов А.И.
Патентообладатель(и): Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера [2]
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, согласно изобретению, на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров:
Кiср Мiср,
где Кi коэффициент продуктивности i-той скважины, м3/сут МПа;
Кср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м3/сут МПа;
Мi вязкость закачиваемого раствора в i-той скважине, Па·с;
Мср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па·с.
При отношении коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему.
Известные способы разработки нефтяных залежей позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако часть запасов остается в залежи, особенно в пластах с низкопроницаемыми коллекторами, что снижает нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующей совокупностью операций.
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии производят отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера. Закачка раствора полимера способствует снижению проницаемости обводненных высокопроницаемых зон залежи и поступлению рабочего агента в низкопроницаемые нефтяные зоны. На залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. При этом образуют очаги заводнения и изменяют направления потоков вытесняющего агента. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, равной среднему значению вязкости закачиваемого раствора полимера по залежи, умноженному на отношение коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности для залежи.
Коэффициент продуктивности по скважинам определяют по индикаторной кривой или кривой падения давления во времени:
Кпрод Q / (Рпл Рзаб),
где Кпрод коэффициент продуктивности, м3/сут·МПа;
Q дебит жидкости или приемистость скважины, м3/сут;
Рпл пластовое давление, МПа;
Рзаб забойное давление, МПа.
При закачке рабочего агента максимальное влияние будут испытывать добывающие скважины, ближайшие к нагнетательной скважине с максимальным коэффициентом продуктивности. Соответственно из добывающих скважин наибольшее влияние будут испытывать скважины также с наибольшим коэффициентом продуктивности. Причиной высокой продуктивности на поздней стадии может быть как образование трещин в пласте, так и особенно геологического строения объекта разработки. Один из методов увеличения охвата заводнением участка разработки может быть закупорка этих трещин и прослоев с высокой продуктивностью закачкой вязких растворов. Однако закачка вязких растворов может привести к закупорке пластов в скважинах с низкой продуктивностью и дальнейшему снижению коэффициента охвата.
Решение задачи состоит в закачке растворов более высокой вязкости в более продуктивные скважины и менее высокой вязкости в менее продуктивные скважины. При этом создаются условия для увеличения охвата пласта заводнением как по толщине, так и по площади пласта.
При наличии неоднородности по продуктивности скважин залежи или участка разработки необходимо обеспечить равенство соотношений коэффициентов продуктивностей и вязкостей закачиваемых растворов.
В качестве рабочего агента используют минерализованную воду с нижнего горизонта.
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 11,9% проницаемость 0,029 мкм2, нефтенасыщенность 61,1% абсолютная отметка водонефтяного контакта 870 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 11 МПа, пластовая температура 25oС, параметры пластовой нефти: плотность 930 кг/м3, вязкость 46 мПа·с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м3/т, содержание серы 3,64%
Разрабатывают нефтяную залежь, отбирая нефть через 25 добывающих скважин и закачивая рабочий агент высокоминерализованную воду плотностью 1180-1200 кг/м3 с нижнего горизонта, через 6 добывающих скважин. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 90% производят периодическую, 1 раз в 3 мес, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера.
На залежи переводят 8 обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные. В новых нагнетательных скважинах определяют коэффициент продуктивности. Закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению их коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности для участка залежи. Так, в скважину с коэффициентом продуктивности 20 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 200 Па·с, в скважину с коэффициентом продуктивности 40 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 400 Па·с, в скважину с коэффициентом продуктивности 60 м3/сут МПа закачивают полимерный раствор с вязкостью 600 Па·с. Среднее значение коэффициента продуктивности по участку составляет 30 м3/сут МПа, среднее значение вязкости раствора полимера составляет 300 Па с.
Пример 2. Выполняют как пример 1. При отношении коэффициента продуктивности к среднему коэффициенту продуктивности скважин, переведенных в нагнетательные, от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательные скважины полимердисперсную систему следующего состава: 0,06%-ный водный раствор полиакриламида с 2% глинопорошка.
В результате разработки нефтеотдача залежи повысилась на 6% коэффициент нефтеотдачи составил 0,37.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами.
Формула изобретения: 1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки на залежи переводят часть обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, в них определяют коэффициент продуктивности, закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, при этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров:
Ki / Kср Mi / Mср,
где Ki коэффициент продуктивности i-й скважины, м3/сут. МПа;
Kср среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м3/сут. МПа;
Mi вязкость закачиваемого раствора в i-й скважине, Па · с;
Mср среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па · с.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отношении коэффициента продуктивности скважины к среднему коэффициенту продуктивности от 2,5 до 5,0 закачивают через нагнетательную скважину полимердисперсную систему.