Способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи

 

Изобретение относится к добыче нефти. Цель - повышение нефтеотдачи обводненных пластов за счет деэмульсации и доизвлечения обводненной нефти и повышения охвата пласта вытеснения деэмульгированной водой. Одновременно закачивают в пласт через нагнетательные скважины смешивающийся агент и воду. Смешивающийся агент закачивают в зону первоначального водонефтяного контакта под давлением. Последнее равно давлению смешиваемости нагнетательного агента и деэмульгированной нефти. Воду закачивают в зону ниже первоначального водонефтяного контакта. В качестве смешивающегося агента используют углеводородные растворители, углеводородный газ или их смеси. Применение данного способа исключает потери нефти за счет дополнительного образования устойчивой водонефтяной эмульсии. Способ исключает потери капиллярно-удержанной и пленочной нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти путем создания смешивающегося вытеснения нефти и может быть использовано при разработке нефтяных и нефтегазовых залежей. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи обводненных пластов за счет деэмульсации и доизвлечения обводненной нефти и повышения охвата пласта вытеснением деэмульгированной водой. В известном способе разработки нефтяной и нефтегазовой залежи, предусматривающем одновременную закачку в пласт через нагнетательные скважины смешивающегося агента и воды, последующий отбор продукта через эксплуатационную скважину, закачивают смешивающийся агент в первоначальный водонефтяной контакт (ВНК) под давлением, равным давлению смешиваемости нагнетательного агента и деэмульгированной нефти, и воду в водоносную часть залежи первоначального ВНК. Кроме того, цель достигается тем, что в качестве смешивающегося агента используют углеводородные растворители, углеводородный газ или их смеси. На чертеже показан способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи с размещением добывающих и нагнетающих скважин, где 1 первоначальный водонефтяной контакт, 2 текущий водонефтяной контакт, 3 добывающая скважина, 4 нагнетательная скважина для нагнетания смешивающегося агента, 5 нагнетательная скважина для нагнетания воды. При данном способе происходят разрушение водонефтяной эмульсии в обводненной части залежи, извлечение деэмульгированной и остаточной нефти за счет создания условий смешивающегося вытеснения, а также предотвращение прорыва смешивающегося агента в водоносную часть, а воды в нефтенасыщенную часть залежи. Экспериментальными исследованиями в модели единичной поры пласта установлено, что разрушение бронирующих оболочек диспергированной воды происходит путем растворения их смешивающимся с нефтью агентом. При разрушении водонефтяной эмульсии коалесценция капель диспергированной воды происходит между зонами нефти и смешивающегося с ней агента. Последнее позволяет заключить, что деэмульгированная вода, двигаясь между нефтью и смешивающимся агентом, способствует увеличению коэффициента охвата пласта процессом вытеснения. В данном решении при закачке газа в первоначальный ВНК под давлением смешиваемости нагнетаемого агента и деэмульгированной нефти, а воды в водоносную часть залежи ниже первоначального ВНК отсутствует контакт между нефтью и закачиваемой водой. Между нефтью и, например, газом создаются условия смешиваемости последних и тем самым исключается потеря нефти как за счет устранения капиллярно-удержанной и пленочной нефти, так и за счет вытеснения нефти, оставшейся в малопроницаемых, обойденных, плохо промытых водой участках. Способ осуществляют следующим образом. В зависимости от давления гидроразрыва пласта выбирают один из смешивающихся агентов: углеводородный газ, углеводородный растворитель или их смеси. Через нагнетательные скважины в область первоначального ВНК в контур нефтеносности закачивают смешивающийся агент под давлением, равным давлению смешиваемости нагнетаемого агента и деэмульгированной нефти, а воду в водоносную часть залежи ниже первоначального ВНК. Отбор продукта осуществляют через эксплуатационную скважину до полного отбора из залежи вслед за нефтью закачиваемого смешивающегося агента. Пример осуществления способа с использованием смеси углеводородных газов и углеводородных растворителей. В нефтяную залежь со средней проницаемостью 8·10^-10 м², пористостью 20% первоначальной нефтенасыщенной толщиной 7 м, начальным пластовым давлением 17,0 МПа, текущим давлением в пласте 10,0 МПа, при температуре пласта 303 К в область первоначального водонефтяного контакта под давлением 16,0 МПа закачивают смесь газов с углеводородными растворителями со следующим содержанием компонентов, мас. CH₄ 53,0; C₂H₆ 19,5; C₃H₈ 18,3; C₄H₁₀ 1,9; н-C₄H₁₀ 4,5; изо-C₅H₁₂ 0,9; н-C₅H₁₂ 1,0; C₆H_{14 + b} 0,9. Закачивают смесь газов с углеводородными растворителями в виде оторочки в объеме 20% от нефтенасыщенного объема пор пласта и воду под давлением 16,2 МПа в область первоначального водонефтяного контакта со стороны водоносной части пласта. Давление смешиваемости деэмульгированной нефти и использованной смеси газов и растворителей составляет 16,0 МПа. Конечная нефтеотдача составляет 87% при коэффициенте нефтевытеснения 92% Пример осуществления способа с использованием растворителя. В истощенную нефтяную залежь, ранее разрабатываемую при водонапорном режиме, со средней проницаемостью 8·10^-10 м², пористостью 20% первоначальной нефтенасыщенной толщиной 7 м, температурой 303 К, начальным пластовым давлением 17,0 МПа и текущим давлением в пласте 3,0 МПа в область первоначального водонефтяного контакта закачивают растворитель под давлением 4,6 МПа со следующим содержанием компонентов, мас. C₃H₈ 49,2; изо-C₄H₁₀ 18,1; н-C₄H₁₀ 21,5; изо-C₅H₁₂ 5,9; н-C₅H₁₂ 5,3. Закачивают растворитель в виде оторочки в объеме 20% от нефтенасыщенного объема пор пласта и воду под давлением 4,7 МПа в область первоначального водонефтяного контакта со стороны водоносной части залежи. Давление смешиваемости деэмульгированной нефти и используемого растворителя составляет 4,6 МПа. Конечная нефтеотдача составляет 93% при коэффициенте нефтевытеснения 98% Во всех примерах использовалась пластовая нефть со следующими характеристиками: вязкость 2,6 мПа·с; давление насыщения нефти газом 8,6 МПа; плотность 847 кг/м³; Содержание, мас. парафины 5,9; сера 1,5; асфальтены 3,9; смолы 10,9; коксуемость 5,1. Использование способа по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества: повышение нефтеотдачи по сравнению с прототипом на 22% исключение потери нефти за счет дополнительного образования устойчивой водонефтяной эмульсии и закупорки ею низкопроницаемых и тупиковых пор пласта при вытеснении нефти водой; исключение потери капиллярно-удержанной и пленочной нефти в обводненной части залежи; возможность осуществления смешивающего вытеснения нефти охватом всей нефтенасыщенной области.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной и нефтегазовой залежи, предусматривающий одновременную закачку в пласт через нагнетательные скважины смешивающегося агента в контур нефтеносности, а воды в водоносную часть пласта и последующий отбор продукта через добывающую скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи обводненных пластов за счет деэмульсации и доизвлечения обводненной нефти и повышения охвата пласта вытеснением деэмульгированной водой, закачивают смешивающийся агент в зону первоначального водонефтяного контакта под давлением, равным давлению смешиваемости нагнетаемого агента и деэмульгированной нефти, а воду в зону ниже первоначального водонефтяного контакта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смешивающегося агента используют углеводородные растворители, углеводородный газ или их смеси.

РИСУНКИ

Рисунок 1