способ разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку в пласт оторочки водного щелочно-полимерного раствора и воды через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что водный щелочно-полимерный раствор дополнительно содержит фракцию жидких углеводородов процесса переработки нефти с содержанием ароматических углеводородов не ниже 15% при следующем соотношении компонентов 1: 1:0,5 1:1:5, причем раствор закачивают в объеме 0,01 0,1 объема пор обрабатываемого пласта с последующей остановкой нагнетательной скважины на время, необходимое для взаимодействия реагентов, при этом в качестве полимера используют полиакриламид.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что фракцию жидких углеводородов закачивают в смеси с щелочно-полимерным раствором или после него.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эффективной разработки нефтяных месторождений с повышенной вязкостью нефти, высоким соотношением подвижностей вытесняющей воды и нефти, при внутриконтурном заводнении в слабодренируемых пластах, где уменьшается подвижность нефти. Вытеснение нефти повышенной вязкости из этих пропластков затруднено даже при высоких градиентах давления и выравнивании профилей приемистости пластов.

Известно использование способа разработки таких нефтяных месторождений повышенной вязкости в осложненных горно-геологических условиях за счет улучшения реологических свойств полимера [1]

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательную скважину оторочки полимер-щелочного раствора с последующим проталкиванием ее водой и добычу нефти через добывающую скважину [2]

Основным недостатком прототипа является низкая вытесняющая способность состава нефти повышенной вязкости в агрессивных пластовых водах.

Целью изобретения является повышение эффективности способа в условиях агрессивных пластовых вод путем увеличения охвата пласта воздействием и повышения нефтеотдачи.

Это достигается тем, что в известном способе, включающем последовательную закачку в пласт оторочки водного щелочно-полимерного раствора и воды через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, щелочно-полимерный раствор дополнительно содержит фракцию жидких углеводородов процесса переработки нефти с содержанием ароматических углеводородов не ниже 15% при следующем соотношении компонентов: 1:1:0,5-1:1:5, причем раствор закачивают в объеме 0,01-0,1 от объема пор обрабатываемого пласта с последующей остановкой нагнетательной скважины на время, необходимое для взаимодействия реагентов, при этом в качестве полимера используют полиакриламид (ПАА), а фракцию жидких углеводородов (ФЖУ) закачивают в смеси со щелочно-полимерным раствором или после него.

Смесь ПАА+щелочь+ФЖУ после контакта с нефтью и минерализованной пластовой водой образует устойчивую эмульсию. Присутствие полимера способствует стабилизации образующейся эмульсии. Применение добавок ФЖУ оказывает положительное стабилизирующее воздействие на растворы ПАА против их окислительной деструкции. Кроме того, ФЖУ способствует снижению вязкости и удалению с горной породы адсорбированных асфальто-смолистых компонентов нефти, тем самым увеличивая фазовую проницаемость пористой среды по нефтяной фазе.

Таким образом достигается комплексное воздействие на пласт снижением проницаемости обводненных интервалов пласта; снижением вязкости окисленной нефти; образованием эмульсии; увеличением фазовой проницаемости пород по нефти.

Это способствует вытеснению нефти из подключенных в процесс нефтевытеснения водой слабопроницаемых пропластков за счет снижения проницаемости обводненных интервалов, повышения охвата пласта и нефтеотдачи.

Эффективность данного способа определялась экспериментально по степени снижения проницаемости обводненной пористой среды (после вытеснения водой) и прироста нефтеотдачи по известной методике.

Результаты фильтрационных характеристик представлены в таблице.

Из приведенных в таблице данных видно, что способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости (тем самым увеличить охват заводнением) и увеличить нефтеотдачу пласта.

Так, при соотношении ПАА щелочь, равном 1:4, снижение проницаемости происходит на 31,8% и нефтеотдача 5,4% (опыт 1), в то время как в аналогичных условиях известный способ с применением ПАА, щелочи и ФЖУ обеспечивает снижение проницаемости до 64,2% и повышение нефтеотдачи до 7% (опыт 3) Способ эффективен при соотношении ПАА щелочь ФЖУ от 1:1:0,1 до 1:10:5.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.

Пример. Месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью 0,5-0,6 мкм пористостью 0,22 и минерализованными пластовыми водами с общим содержанием солей щелочных и щелочно-земельных металлов 140-250 г/дм³. Глубина залегания нефтеносного пласта около 1500 м, мощность 7-12 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами; плотность сетки скважин 14 га/скв. Обводненность добываемой нефти 90% т.е. месторождение находится на поздней стадии разработки. Для осуществления способа через нагнетательную скважину закачивают оторочку смеси (ПАА + щелочь + ФЖУ) в соотношении реагентов 1:4:0,5 объемом 300 м³. После чего скважина останавливается на одни сутки, в течение которых происходит взаимодействие реагентов в пласте, затем закачивается вода. Концентрация ПАА + щелочь + ФЖУ составляет соответственно 0,5+2,0+0,25% Отбор нефти производится через добывающую скважину.

Для эффективного использования способа предпочтительны неоднородные пласты, содержащие нефть повышенной вязкости и минерализованные пластовые воды.

Способ прост и технологичен.

Реагенты не токсичны. Не требуется дополнительных затрат на обустройство промысла. Способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки. ТТТ1