РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ	(19) RU (11) 2 169 835 (13) C2
	(51) МПК E21B 43/22 (2000.01)

Статус:	не действует (последнее изменение статуса: 02.07.2021)
Пошлина:	учтена за 4 год с 07.08.2002 по 06.08.2003. Патент перешел в общественное достояние.

(21)(22) Заявка: 99116769/03, 06.08.1999 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 06.08.1999 (45) Опубликовано: 27.06.2001 Бюл. № 18 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: SU 1796013 A3, 15.02.1993. RU 2096600 C1, 20.11.1997. SU 1714096 A1, 23.02.1992. SU 1549486 A3, 07.03.1990. RU 2012786 С1, 15.05.1994. RU 2034981 С1, 10.05.1995. US 4505828 A, 19.03.1985. DE 2442409 B2, 28.10.1976. Адрес для переписки: 626440, Тюменская обл., г. Нижневартовск, ул. 60 лет Октября, 4, кв.136, ООО "ОЛДТАЙМЕР"

(71) Заявитель(и): ООО "ОЛДТАЙМЕР" (72) Автор(ы): Леонов В.А., Канзафаров Ф.Я., Донков П.В., Кирилов С.И., Канзафарова С.Г. (73) Патентообладатель(и): ООО "ОЛДТАЙМЕР"

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и стационарную закачку воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Однако этот способ на залежах высоковязкой нефти малоэффективен вследствие высокого различия подвижностей закачиваемой воды и вытесняемой нефти. Cпособ не обеспечивает удовлетворительной нефтеотдачи пластов. После начала обводнения добывающих скважин происходит быстрый рост обводненности продукции добывающих скважин при незначительном дополнительном отборе нефти [Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений - М.:Недра, 1975].

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение скважин, добычу нефти из нефтедобывающих скважин, закачку воды и периодическую закачку части добытой нефти через нагнетательные скважины. Однако этот способ позволяет предупредить отрицательное влияние из-за зональной неоднородности и не учитывает неоднородности скважин по мощности пласта [А.С. СССР N 1614564].

Наиболее близким к изобретению является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку порции рабочего агента и воды через нагнетательные скважины. В качестве рабочего агента в пласт закачивают нефтеводяную эмульсию при содержании воды 15-45% [Пат. 1796013 A3].

Недостатком известного способа является его невысокая эффективность, обусловленная
- низкой агрегативной устойчивостью прямых нефтеводяных эмульсий, добываемых из скважины и закачиваемых в пласт, причем агрегативная устойчивость снижается при повышении температуры пласта, что в промысловых условиях приводит к разрушению рабочего агента;
- реологические свойства добываемой эмульсии трудно поддаются управлению (регулируются в очень узком диапазоне), тогда как реологические свойства эмульсий (как вытесняющего рабочего агента) и вытесняемых нефтей должны иметь близкие значения. Этот недостаток не позволяет обеспечить высокий коэффициент охвата при вытеснении вязких (вязкость на порядок больше вязкости прямых эмульсий) нефтей;
- для закачки в продуктивные пласты расходуется увеличенное количество нефти (больше половины объема рабочего агента), что экономически нецелесообразно.

Цель изобретения - повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти и сокращение расхода нефти в рабочем агенте.

Положительный эффект от использования предлагаемой технологии заключается в увеличении коэффициента извлечения и добыче высоковязкой нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки высоковязкой нефти отбор добываемой продукции и закачку рабочего агента на основе водоуглеводородной эмульсии осуществляют через добывающие или нагнетательные скважины, а закачку - через, по крайней мере, одну нагнетательную и/или одну добывающую скважину, по крайней мере, одной оторочкой водоуглеводородной эмульсии обратного типа с содержанием воды более 60%, включающей эмульгатор и стабилизатор, постепенно уменьшая ее вязкость в интервале "вязкость вытесняемой нефти - вязкость воды", регулируя ее физико-химические свойства и технологические параметры в процессе разработки таким образом, чтобы обеспечить максимальный коэффициент вытеснения и максимальный коэффициент охвата по мощности и по площади залежи.

Физико-химические свойства водоуглеводородной эмульсии регулируют изменением концентраций и/или свойств стабилизатора, эмульгатора, воды - от обычной до пластовой, достигая максимальных вытесняющих свойств - соответствия реологических свойств указанной эмульсии и вытесняемых нефтей и/или подвижности вытесняемых нефтей, и/или размеров диаметра мицелл меньше проницаемости пористой среды, и/или максимальных нефтерастворяющих свойств - путем закачки в нефтенасыщенную часть пласта перед указанной эмульсией оторочки углеводородов до 5% от объема нефтенасыщенной системы пор, перемещаемой по пласту и сокращающейся при этом за счет смешивания с нефтью, и/или минимальных адсорбционных свойств, и/или агрегативной устойчивости на протяжении определенного периода вытеснения.

В качестве углеводородов используют нефть и/или газоконденсат, и/или природный газ, и/или попутный газ, и/или газлифтный газ.

В нагнетательные скважины можно предварительно закачивать тампонирующий агент для увеличения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых водонасыщенных и/или газонасыщенных пропластков.

Предварительно и/или в процессе закачки указанной эмульсии через нагнетательные скважины в призабойную зону пласта добывающих скважин могут продавливать тампонирующий и/или гидрофобизирующий агент для увеличения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых водонасыщенных нижних пропластков, и для увеличения фазовой проницаемости для нефти и сокращения ее для воды у нефтенасыщенных пород призабойной зоны.

Через добывающие скважины в газонасыщенные пропластки могут закачивать тампонирующий агент и/или раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), вспенивающийся при прохождении газа, что сопровождается резким, на один - два порядка, увеличением фильтрационных сопротивлений и предупреждает прорыв газа в добывающие скважины.

В качестве воды могут использовать подтоварную воду и/или воду из системы подержания пластового давления, и/или пресную воду.

В качестве указанной эмульсии могут использовать водогазонефтяную смесь из системы нефтегазосбора и/или из добывающих скважин.

Указанную эмульсию могут образовывать непосредственно в пласте путем закачки дополнительных химреагентов - серной кислоты, эмульгатора, стабилизатора, ПАВ.

Указанную эмульсию закачивают при оптимальных, определенных по модели, постоянных или переменных значениях давления и/или температуры.

Одним из критериев оптимального давления может быть давление, при котором наблюдается наиболее равномерный профиль приемистости.

Указанную эмульсию могут закачивать 2 - 4 оторочками.

Закачку указанной эмульсии и/или отбор добываемой продукции могут осуществлять с изменением темпа.

Закачку указанной эмульсии могут осуществлять через добывающие скважины.

Отбор добываемой продукции - пластовых флюидов могут осуществлять через нагнетательные скважины.

Как показывает практика, максимальный эффект вытеснения нефти из пластов достигается в том случае, когда реологические свойства (вязкость, а значит и подвижность и т. д.) вытесняемой нефти и вытесняющего агента незначительно отличаются между собой. Если рабочий вытесняющий агент обладает низкими реологическими свойствами (вязкостью) и высокой подвижностью по сравнению с вытесняемой высоковязкой нефтью (например, вода), то рабочий агент вытесняет нефть и продвигается вглубь пласта от призабойной зоны нагнетательных скважин по наиболее проницательным пропласткам, формируя при этом языки обводненности, что приводит в конечном итоге к неустойчивости фронта вытеснения и, как следствие, к уменьшению охвата вытеснением по площади и по мощности пласта и понижению нефтеотдачи залежи.

Если вытесняющий агент обладает более высокими реологическими свойствами (вязкостью) и низкой подвижностью по сравнению с вытесняемой нефтью, то фильтрационное сопротивление нагнетательной скважины резко возрастает, приемистость скважины снижается, объем закачки вытесняющего агента по сравнению с отбором продукции из пласта и пластовое давление снижаются, в результате снижается нефтеотдача залежи.

Таким образом, эффективное вытеснение высоковязкой нефти из пласта достигается при нагнетании в пласт вытесняющего агента с реологическими свойствами (вязкостью) и подвижностью, приближенными к вытесняемой нефти. Причем агрегативная устойчивость вытесняющего агента (эмульсии) в пластовых условиях должна быть такой, чтобы вытесняющий агент, в данном случае водонефтяная эмульсия, не разрушалась и не разделялась на компоненты в процессе вытеснения в условиях пласта.

Это требование к свойствам рабочего агента при данном способе разработки нефтяной залежи достигается регулированием реологических свойств водонефтяных эмульсий путем изменения содержания составляющих компонентов эмульсии, а именно изменением:
свойств углеводородов (на реальных месторождениях, как правило, существует несколько пластов с нефтями, различающимися физико-химическими свойствами);
содержания (концентрация) различных углеводородов (нефтей) в эмульсии от 10 до 40%; состава воды (от пресной до минерализованной);
содержания воды (вод с различными свойствами) в эмульсии от 60 до 90%;
свойств эмульгатора;
содержания эмульгатора (эмульгаторов) от 0,5 до 5%.

свойств стабилизатора;
содержания стабилизатора (стабилизаторов) от 0,1 до 3%.

Рабочий агент закачивают оторочкой или оторочками водоуглеводородной эмульсии обратного типа с содержанием воды более 60%, включающей эмульгатор и стабилизатор, постепенно уменьшая вязкость рабочего агента в интервале "вязкость вытесняемой нефти - вязкость воды".

Закачка водонефтяной эмульсии в продуктивные пласты может осуществляться постоянно или периодически.

В процессе разработки регулируют физико-химические свойства рабочего агента и технологические параметры его закачки таким образом, чтобы обеспечить максимальный коэффициент вытеснения и максимальный коэффициент охвата по мощности и по площади залежи.

Физико-химические свойства рабочего агента регулируют изменением концентраций и/или свойств, стабилизатора и эмульгатора, обеспечивая при этом одно или несколько из нижеприведенных требований по улучшению:
вытесняющих свойств, что возможно при определенном соответствии реологических свойств рабочего агента и вытесняемых нефтей, приводящем к близости подвижности рабочего агента и вытесняемых нефтей;
нефтерастворяющих свойств, например в нефтенасыщенную часть пласта пред рабочим агентом закачивают оторочку углеводородов до 5% от объема нефтенасыщенной системы пор, смешивающегося с нефтью, которая перемещается по пласту рабочими агентами, по мере продвижения по пласту оторочка чистого растворителя сокращается в размерах ("размывается") за счет смешивания с нефтью;
адсорбционных свойств (минимизировать путем добавки спиртов и других химреагентов);
агрегативной устойчивости на протяжении определенного периода вытеснения;
размера мицелл рабочего агента (они должны быть меньше большинства диаметров пористой среды проницаемой углеводородонасыщенной породы).

Для обеспечения наиболее равномерного профиля приемистости (поглощения) оптимизируют давление нагнетания.

Для достижения максимального коэффициента извлечения углеводородов изменяют темп нагнетания рабочего агента (изменяя объем закачки в различные периоды разработки залежи углеводородов) и/или темп отбора добываемой продукции (изменяя добычу углеводородов в различные периоды разработки месторождения).

Свойства (количественные характеристики составов и агрегативная устойчивость) рабочих агентов для вытеснения вязкой нефти на основе водонефтяной эмульсии приведены в таблице.

Как видно из таблицы, рабочие агенты NN 1-9 обладают высокой агрегативной устойчивостью (не менее 95%) при 37^oC (температура пласта ПК 14). Содержание эмульгатора в образцах изменяется от 0,5 - 5%, стабилизатора - 0,45 - 1,5%. Рабочие агенты NN 5,9 и 10 характеризуются наименьшим содержанием нефти (8,5; 8,5; и 12% соответственно). Однако рабочий агент N 5 содержит повышенное количество эмульгатора (3%) и стабилизатора (1,5%), тогда как их содержание в рабочем агенте N 9 - 0,5 и 1,0% соответственно. Рабочий агент N 10 с небольшим содержанием нефти (8,5%) и эмульгатора (0,5%) не обладает высокой агрегативной устойчивостью (90%).

На чертеже показана зависимость пластической вязкости для рабочих агентов и нефти пласта ПК 14, характеризующая вязкостное сопротивление течению эмульсии от температуры. Как видно из чертежа, при температуре пласта 37^oC к значению пластической вязкости нефти (148 МПа•с) наиболее близки рабочие агенты N 6 (118 МПа•с), N 7 (132 МПа•с), N 8 (137 МПа•с), N 9 (137МПа•с). При температуре 20^oC значение пластической вязкости рабочего агента N 7 меньше образцов N 6, N 8 и N 9, поэтому энергетические затраты в процессе закачки его в скважину ниже, чем у рабочих агентов с большей вязкостью.

В зависимости от реологических свойств нефти выбираются рабочие агенты при закачке каждой последующей оторочки вытесняющего рабочего агента.

При проведении стендовых испытаний в лабораторных условиях на насыпной модели пласта с различной проницаемостью по известной методике водой и оторочками рабочего агента получено увеличение:
- коэффициента вытеснения с 32 до 43% (при прокачке 90 поровых объемов);
- коэффициента охвата по мощности (при безводном периоде низкопроницаемого слоя) с 40 до 74%.

При коэффициенте охвата заводнением по площади, например, равном 70%, коэффициент извлечения нефти при вытеснении рабочим агентом составляет 22%, а при вытеснении водой - 9%.

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий отбор добываемой продукции и закачку рабочего агента на основе водоуглеводородной эмульсии, отличающийся тем, что отбор осуществляют через добывающие или нагнетательные скважины, а закачку - через, по крайней мере, одну нагнетательную и/или одну добывающую скважину, по крайней мере, одной оторочкой водоуглеводородной эмульсии обратного типа с содержанием воды более 60%, включающей эмульгатор и стабилизатор, постепенно уменьшая ее вязкость в интервале "вязкость вытесняемой нефти - вязкость воды", регулируя ее физико-химические свойства и технологические параметры в процессе разработки таким образом, чтобы обеспечить максимальный коэффициент вытеснения и максимальный коэффициент охвата по мощности и по площади залежи.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что регулируют физико-химические свойства изменением концентраций, и/или свойств стабилизатора, эмульгатора, воды - от обычной до пластовой, достигая максимальных вытесняющих свойств - соответствия реологических свойств указанной эмульсии и вытесняемых нефтей, и/или подвижности вытесняемых нефтей, и/или размеров диаметра мицелл меньше проницаемости пористой среды, и/или максимальных нефтерастворяющих свойств - путем закачки в нефтенасыщенную часть пласта перед указанной эмульсией оторочки углеводородов до 5% от объема нефтенасыщенной системы пор, перемещаемой по пласту и сокращающейся при этом за счет смешивания с нефтью, и/или минимальных адсорбционных свойств, и/или агрегативной устойчивости на протяжении определенного периода вытеснения.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в качестве углеводородов используют нефть, и/или газоконденсат, и/или природный газ, и/или попутный газ, и/или газлифтный газ.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины предварительно закачивают тампонирующий агент для увеличения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых водонасыщенных и/или газонасыщенных пропластков.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно и/или в процессе закачки указанной эмульсии через нагнетательные скважины в призабойную зону пласта добывающих скважин продавливают тампонирующий и/или гидрофобизирующий агент для увеличения фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых водонасыщенных, нижних, пропластков и для увеличения фазовой проницаемости для нефти и сокращения ее для воды у нефтенасыщенных пород призабойной зоны.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что через добывающие скважины в газонасыщенные пропластки закачивают тампонирующий агент и/или раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ, при прохождении газа вспенивающийся, что сопровождается резким, на один - два порядка, увеличением фильтрационных сопротивлений и предупреждает прорыв газа в добывающие скважины.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве воды используют подтоварную воду, и/или воду из системы поддержания пластового давления, и/или пресную воду.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве указанной эмульсии используют водогазонефтяную смесь из системы нефтегазосбора и/или из добывающих скважин.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную эмульсию образуют непосредственно в пласте путем закачки дополнительных химреагентов - серной кислоты, эмульгатора, стабилизатора, ПАВ.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную эмульсию закачивают при оптимальных, определенных по модели, постоянных или переменных значениях давления и/или температуры.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что оптимальное давление - при котором наблюдается наиболее равномерный профиль приемистости.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную эмульсию закачивают 2 - 4 оторочками.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку указанной эмульсии и/или отбор добываемой продукции осуществляют с изменением темпа.

14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку указанной эмульсии осуществляют через добывающие скважины.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор добываемой продукции - пластовых флюидов осуществляют через нагнетательные скважины.

ИЗВЕЩЕНИЯ

MM4A - Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

(21) Регистрационный номер заявки: 99116769/03

Дата прекращения действия патента: 07.08.2003

Извещение опубликовано: 20.07.2004БИ: 20/2004