Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязких и тяжелых нефтей термическими способами.

Известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий последовательную закачку в скважину теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества (ПАВ), извлечение из скважины нефти, при этом после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии, причем в качестве ПАВ используют систему реагента РДН, представляющего собой состав, состоящий из неионогенного ПАВ (НПАВ), концентрата полярных, высокомолекулярных асфальто-смолистых и парафиновых компонентов (АСПК) нефти и ароматического углеводородного растворителя, в котором эффективно растворяется как НПАВ, так и АСПК (патент РФ №2163292, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.02.2001 г.).

Способ позволяет несколько повысить эффективность вытеснения нефти при паротепловом воздействии на пласт за счет увеличения охвата пласта.

Недостатком способа является низкая эффективность вытеснения за счет неустойчивости термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа на основе РДН, зависящая как от режимных параметров закачки, так и от составляющих самого пласта. Кроме того, для закачки используется высококонцентрированный состав реагента РДН, что влечет за собой повышенные материальные затраты.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, который включает последовательную закачку расчетного количества теплоносителя и термостабильного поверхностно-активного вещества в скважину. Скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии. Перед закачкой поверхностно-активного вещества в пласт призабойную зону скважины дополнительно прогревают теплоносителем. Затем порционно закачивают 0,5-0,7 мас. % водного раствора поверхностно-активного вещества. Объем закачки определяют по аналитическому выражению. Причем оторочку поверхностно-активного вещества продавливают в пласт теплоносителем (патент РФ №2224881, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.02.2004 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, на месторождении выделяют участок разработки с добывающими скважинами и 5 или 6 нагнетательными скважинами, на участке разработки проводят интенсификационные работы, нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ, при проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас. % в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду, при этом сначала закачивают раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого поверхностно-активного вещества.

Сущность изобретения

При разработке месторождения высоковязкой нефти нефтеотдача остается на невысоком уровне даже с применением интенсифицирующих технологий и материалов типа ПАВ. Возникает это вследствие отсутствия учета направлений движения пластовых жидкостей и непрерывности поддержания движения жидкостей. Все это в конечном результате выражается в невысокой нефтеотдаче месторождения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

При разработке месторождения высоковязкой нефти выполняют закачку через нагнетательные скважины раствора ПАВ и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На месторождении выделяют участок разработки с 5-6 нагнетательными скважинами и с добывающими скважинами. На участке разработки проводят интенсификационные работы. Нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ. Такая организация работ позволяет прогреть продуктивный пласт участка месторождения, обеспечить стабильное движение пластовых жидкостей.

Коэффициент эксплуатации скважины определяют как отношение количества дней работы скважины к календарному количеству дней.

Отклонение среднемесячной производительности скважины от среднего уровня определяют как % отклонения от режимных данных.

В качестве ПАВ используют температуростойкие ПАВ, т.е. сохраняющие свойства при повышенной температуре до 90°С, например, АЦН-11-257, АЦ-10 или аналоги

При проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого ПАВ закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас. % в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду. Сначала закачивают раствор температуростойкого ПАВ в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого ПАВ в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого ПАВ.

При этом в продуктивном пласте наряду со стабильным движением пластовых жидкостей в направлении добывающих скважин возникают переменные по направлению и скорости течения потоки жидкостей от разных нагнетательных скважин. Все это способствует повышению охвата пласта воздействием, извлечению дополнительного количества нефти и таким образом повышению нефтеотдачи месторождения.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают продуктивный пласт Ашальчинского месторождения со следующими характеристиками: глубина от 1015 до 1064 м, пластовая температура 23°С, пластовое давление 11,2 МПа, эффективная толщина пласта в среднем 26,6 м, нефтенасыщенная толщина - 18,1 м, пористость в среднем 11,9%, проницаемость от 0,8 до 30,0*10^-3 мкм², нефтенасыщенность 0,690, вязкость нефти 53,62 мПа*с, плотность нефти 896,6 кг/м³. Коллектор карбонатный. Тип залежи массивный.

Пласт разрабатывают методом заводнения. Закачивают сточную воду с температурой порядка 70°С через 25 нагнетательных скважин и отбирают пластовую продукцию через 48 добывающих скважин.

Средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 90 м³/сут на одну скважину, средний дебит добывающих скважин составляет 2,1 т/сут.

Выделяют участок разработки с 6 нагнетательными скважинами и 17 добывающими скважинами. Перед проведением работ по интенсификации разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до проведения интенсификационных работ.

В первую нагнетательную скважину в течение 4 суток закачивают 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

Во вторую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в первую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 0,5 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 1,8 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 25 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В третью нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ во вторую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В четвертую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в третью нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 0,8 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 2,88 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 25 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В пятую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в четвертую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м³, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 25 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В шестую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в пятую нагнетательную скважину закачивают в течение 5 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м³, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 25 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

Таким образом, завершают цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ на участке разработки. В это время отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Выделяют участок разработки с 5 нагнетательными скважинами и 16 добывающими скважинами. Перед проведением работ по интенсификации разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до проведения интенсификационных работ.

В первую нагнетательную скважину в течение 6 суток закачивают 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

Во вторую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в первую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 0,5 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 1,8 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В третью нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ во вторую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦН-11-257 в объеме 3,6 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В четвертую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки раствора ПАВ в третью нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 0,8 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 2,88 м³, пропорциональном приемистости скважины, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

В пятую нагнетательную скважину на следующие сутки после окончания закачки в четвертую нагнетательную скважину закачивают в течение 6 суток 1 мас.%-ный раствор ПАВ АЦ-10 в объеме 3.6 м³, пропорционально приемистости скважин, составляющей 90 м³/сут, после чего в течение 24 суток заканчивают в качестве теплоносителя сточную воду, нагретую до 70°С.

Таким образом, завершают цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ на участке разработки. В это время отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Цикл нагнетания рабочего агента и раствора ПАВ повторяют на прочих участках разработки месторождения.

После проведения интенсификационных работ на выделенных участках разработки в течение 12 месяцев нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня, а добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно.

Средний дебит скважин по выделенным участкам разработки увеличился на 40% и составил 2,94 т/сут на каждую реагирующую скважину. Нефтеотдача участков разработки возросла и составила 52%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу месторождения высоковязкой нефти.