RU2096600C1

RU2096600C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2096600C1
Application number: RU96112666A
Authority: RU
Inventors: В.А. Городилов; В.Н. Шевченко; С.И. Типикин; С.В. Иванов; С.В. Брезицкий
Original assignee: Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз"
Priority date: 1996-07-05
Filing date: 1996-07-05
Publication date: 1997-11-20

Abstract

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к области разработки реагентов для повышения количества извлекаемой из недр нефти на ранних и поздних стадиях разработки месторождений. Задача изобретения - снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи. Способ разработки нефтяной залежи включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, разработку ведут до обводненности добываемой продукции более 50%, периодически закачивают через нагнетательные скважины нефтяную эмульсию с содержанием пластовой воды разрабатываемой залежи 60 - 80%, образованной в результате взаимодействия в пластовых условиях пластовой воды, нефти и химических продуктов и устойчивости при пластовой температуре, а после закачки нефтяной эмульсии в качестве рабочего агента используют воду, добытую попутно с нефтью при разработке залежи.

Description

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к области разработки реагентов для повышения количества извлекаемой из недр нефти на ранних и поздних стадиях разработки месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]
Недостаток способа заключается в низкой нефтеотдаче.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины до появления воды в добываемой продукции с последующей периодической закачкой закупоривающего материала через нагнетательные скважины [2]
Недостатки способа заключаются в высокой обводненности добываемой продукции в скважинах и низкой нефтеотдаче.

В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины до появления воды в добываемой продукции с последующей периодической закачкой закупоривающего материала через нагнетательные скважины, согласно изобретению после обводненности добываемой продукции более 50% в залежь закачивают закупоривающий материал, в качестве которого используют нефтяную эмульсию с содержанием пластовой воды разрабатываемой залежи 60 80% образованной в результате взаимодействия в пластовых условиях пластовой воды и нефти, а в качестве рабочего агента используют пластовую воду, добытую попутно с нефтью при разработке залежи.

Сущность изобретения.

В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи. Известные способы позволяют отобрать из залежи основной объем нефти. Однако после обводненности добываемой продукции более 50% нужно извлечь оставшуюся в низкопроницаемых пропластках нефть. При этом высокопроницаемые пропластки закупоривают с помощью нефтяной эмульсии.

Эмульсию получают после разделения добываемой продукции на нефть, воду и ряд нефтяных эмульсий. При этом из ряда нефтяных эмульсий выбирают нефтяную эмульсию, устойчивую при пластовой температуре длительное время. Такая эмульсия, будучи образованной в пластовых условиях и содержащая нефть данного месторождения и пластовую воду разрабатываемой залежи, имеет повышенное средство к пласту и неограниченно устойчива в пластовых условиях. Эффект от ее применения сказывается в течение всего цикла периода разработки от момента закачки эмульсии в нагнетательную скважину до момента отбора через добывающую скважину. Свойства повышенной устойчивости эмульсии в пластовых условиях выгодно отличают ее от других эмульсий, полученных синтетическим путем, поскольку прочие эмульсии имеют ограниченную жизнеспособность и легко распадаются в пластовых условиях при повышенной температуре и минерализации пластовой воды.

Изменение минералогического состава пластовых вод может отрицательно сказаться на устойчивость эмульсии, поэтому закачка вслед за нефтяной эмульсией пластовой воды в качестве рабочего агента увеличивает устойчивость нефтяной эмульсии в пластовых условиях.

Из опыта разработки залежи было замечено, что использованная эмульсия образуется при обводненности добываемой продукции более 50%
Пример реализации способа.

Способ был реализован на Муравленковском месторождении, пласт БIII, скважина 715.

Месторождение имеет следующие характеристики: глубина 2653 м, размеры залежи 29,5х13,5 км, тип коллектора- терригенный, абсолютная отметка ВНК 2585 м, нефтенасыщенная толщина 15,5 м, средняя проницаемость 100 мД, средняя пористость 0,187, начальное пластовое давление 26,5 МПа, давление насыщения 12 МПа, пластовая температура 84^oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,97, газонасыщенность 59 м/т, плотность нефти в пластовых условиях 0,844 г/см, коэффициент песчанности 0,65, коэффициент расчлененности 4,85, прерывистости 0,18, пористость 22% нефтенасыщенность 70% объемный коэффициент 1,177, плотность нефти в пластовых условиях 0,772 г/см, вязкость нефти при 20^oC 12,7 сПз, вязкость воды в пластовых условиях 0,5 сПз, плотность воды в пластовых условиях 1,007 г/см, Фонд добывающих скважин 675, фонд нагнетательных скважин 171.

Эмульсия представляет собой подвижную жидкость от темно-желтого до темно-коричневого цвета и содержит минеральные и органические эмульгаторы.

Плотность эмульсии при 20^oC 0,944 г/см, температура застывания -3^oC, сравнительная вязкость 280 Сантистокс.

На залежи выделяют участок разработки с 1 нагнетательной и 8 добывающими скважинами, расположенными вокруг нагнетательной скважины.

Ведут разработку залежи до обводненности добываемой продукции 54% В качестве рабочего агента используют пластовую воду, добытую вместе с нефтью.

Через нагнетательную скважину, имеющую приемистость 720 с/сут. при давлении 8 МПа на устье, закачивают эмульсию в объеме 60 м.

Спустя 13 суток закачивают 2 порцию нефтяной эмульсии в объеме 100 м, а через 3 суток 60 м.

В результате обводненность добываемой продукции в 8 добывающих скважинах уменьшилась на величину от 4 до 30%
При применении в масштабах всего месторождения оценка увеличения нефтеотдачи составила 3%

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины до появления воды в добываемой продукции с последующей периодической закачкой закупоривающего материала через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что после обводненности добываемой продукции более 50% в залежь закачивают закупоривающий материал, в качестве которого используют нефтяную эмульсию с содержанием пластовой воды разрабатываемой залежи 60 80% образованной в результате взаимодействия в пластовых условиях пластовой воды и нефти, а в качестве рабочего агента используют пластовую воду, добытую попутно с нефтью при разработке залежи.