Способ разработки нефтяного месторождения

Способ разработки нефтяного месторождения

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу разработки нефтяного месторождения с использованием тепловых и газовых методов.

Уровень техники

Метод термогазового воздействия (ТГВ) заключается в низкотемпературном окислении нефти в пласте путем закачки в нагнетательные скважины кислородсодержащих газов. В результате окисления нефти происходит выделение тепла, образование углекислого газа, углеводородных газов и легких жидких углеводородов. Формирующиеся в результате процесса окисления тепловая и нефтевытесняющая (углекислый газ + смесь газообразных и легких жидких углеводородов) оторочки способны значительно увеличить степень вытеснения нефти из пласта. В отличие от методов внутрипластового горения окисление нефти проводят при температурах не выше 250°С, поэтому образования вредных продуктов глубокой термоокислительной деструкции нефти (например, оксидов серы) и кокса не происходит. Температуру окисления регулируют скоростью закачивания кислородсодержащих газов в пласт и чередованием закачивания газа и воды. Наиболее важной проблемой в методе ТГВ является обеспечение безопасного течения процесса, т.к. прорыв свободного кислорода в добывающие скважины может привести к взрыву.

Наиболее подходящими объектами для применения метода ТГВ являются месторождения с маловязкими нефтями и пластовыми температурами выше 65-80°С, т.е. месторождения Западной Сибири. Однако на данных месторождения широко применяется гидроразрыв пласта (ГРП), т.е. естественная трещиноватость и неоднородность пластов усиливается искусственной трещиноватостью в результате ГРП. Метод ТГВ не применим для разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных и трещиноватых пластов из-за невозможности обеспечить безопасное осуществление процесса.

Известен способ осуществления ТГВ, включающий создание в пласте тепловой оторочки с целью нагрева призабойной зоны пласта до температуры окисления нефти с последующей закачкой смеси воздуха и воды (А. с. СССР №329306, 1972). Недостатком данного способа является невозможность применения в условиях неоднородных и трещиноватых пластов.

Известен способ осуществления ТГВ, включающий закачку в пласт нагретой воды и воздуха с водовоздушным отношением 0,006-0,015 м³/нм³, причем температуру продуктивного пласта доводят до 70-200°С (А.с. СССР №1241748, 1996). Недостатком данного способа является невозможность применения в условиях неоднородных и трещиноватых пластов и низкая эффективность в условиях месторождений с глубиной залегания продуктивных пластов более 1000 м.

Известен способ разработки залежи нефти (патент РФ №1464555, 1996), сущность которого заключается в последовательной закачке в пласт фракции легких углеводородов в качестве растворителя и паровоздушной смеси в качестве окислителя. Недостатком данного способа является невозможность применения в условиях неоднородных и трещиноватых пластов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2139421, 1999), включающий закачку кислородсодержащей газовой смеси и создание в пласте зоны окисления нефти. Недостатком этого способа является невозможность безопасного осуществления процесса в неоднородных и трещиноватых пластах.

Таким образом, существует проблема разработки способов и приемов применения ТГВ в условиях нефтяных месторождений с неоднородными и трещиноватыми пластами и после применения ГРП.

Раскрытие изобретения

Изобретение направлено на создание способа разработки нефтяного месторождения, обеспечивающего эффективное и безопасное осуществление процесса ТГВ в неоднородных и трещиноватых пластах, в частности после применения ГРП.

В соответствии с этим объектом предложенного изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, в частности неоднородного нефтяного пласта, с использованием термогазового воздействия на пласт, включающий закачку кислородсодержащего газа и создание в пласте зоны окисления нефти, при этом перед закачкой кислородсодержащего газа проводят тестирование пласта на участке термогазового воздействия для выявления в пласте сообщающихся трещин и в случае их обнаружения проводят водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия к закачке кислородсодержащего газа.

Тестирование пласта на участке воздействия заключается в закачке в пласт трассера и контроле времени достижения трассером добывающей скважины. При этом, если трассер достигает добывающей скважины за время, не превышающее удвоенное время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня, то проводят водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия.

Альтернативно тестирование пласта можно проводить посредством анализа показателей работы участка термогазового воздействия.

Водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия проводят с использованием термостойких водоизоляционных материалов. После водоизоляционной подготовки участка термогазового воздействия к закачке кислородсодержащего газа проводят повторное тестирование пласта.

Осуществление изобретения

В результате осуществления метода ТГВ в пласте формируется нефтевытесняющая оторочка из диоксида углерода и легких углеводородов. Водоизоляционная подготовка (водоизоляционные работы) перед закачкой кислородсодержащего газа позволяют направить воздействие на ранее плохо дренированные, низкопроницаемые пропластки и участки неоднородного пласта, содержащие значительные запасы нефти. Таким образом, последовательное проведение водоизоляционных работ и закачивание кислородсодержащего газа позволяет повысить эффективность метода ТГВ.

В качестве кислородсодержащего газа используют воздух или смеси воздуха с другими газами.

В качестве трассера используют газы, например азот, метан, попутные газы нефтяных месторождений, или водные растворы, такие как водные растворы роданида аммония, нитрата аммония, флюоресцеина и т.п. Наиболее подходящими являются газообразные трассеры, т.к. их фильтрационные характеристики близки к характеристикам воздуха и кислородсодержащих газов.

Если в результате тестирования установлено, что время достижения газовой оторочкой добывающей скважины не менее чем в два раза превышает время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня, то переходят к закачиванию кислородсодержащей смеси, а если время достижения газовой оторочки добывающей скважины меньше, чем удвоенное время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня, то на участке проводят водоизоляционную подготовку (водоизоляционные работы) с использованием термостойких водоизоляционных материалов, после чего повторяют тестирование участка месторождения, и, если время достижения газовой оторочки добывающей скважины не менее чем в два раза превышает время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня, то переходят к закачиванию кислородсодержащей смеси.

Время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня определяется как период, в течение которого в пласте происходит снижение концентрации кислорода в закачиваемом кислородсодержащем газе до уровня, при котором невозможен взрыв или воспламенение газообразных углеводородов или паров жидких углеводородов при пластовой температуре нефтяного месторождения. Концентрация кислорода, при которой невозможен взрыв или горение газообразных углеводородов или паров жидких углеводородов, зависит от температуры нефтяного пласта. Безопасный уровень концентрации (объемной доли) кислорода в газовой смеси составляет не менее 1%.

Определение времени снижения концентрации кислорода в газе до безопасного уровня проводят, например, по методике, описанной в патенте РФ №2139421 или изучая процесс окисления нефти конкретного месторождения с последующим моделированием процесса с использованием геолого-математических моделей.

Анализ показателей работы скважин заключается в мониторинге изменений дебитов по нефти и воде, обводненности добываемой продукции, составу попутных вод. Данный анализ позволяет установить наличие на участке сообщающихся трещин между нагнетательной и добывающими скважинами.

В качестве термостойких водоизоляционных материалов используют композиции на основе жидкого стекла, например, гелеобразующую композицию жидкое стекло + кислота, реагент «Галка» (алюмохлорид + карбамид) или на основе алюмосиликатов, полимер-дисперсные и дисперсно-волокнистые системы различного типа и т.п.

Пример 1

Автоокисление углеводородов (в том числе и углеводородов нефти) включает ряд стадий. На первой стадии (период индукции) поглощения кислорода практически не происходит. На второй стадии происходит ускоряющееся со временем поглощение кислорода (период автоускорения), причем в определенный период скорость реакции окисления (при постоянной температуре) практически постоянна. На третьей стадии (период торможения) скорость реакции окисления замедляется, что связано с израсходованием кислорода и/или накоплением устойчивых к окислению или конечных продуктов реакции (СО₂, смол различной природы, кислот и т.п.).

Для определения времени поглощения кислорода необходимо определить зависимость максимальной скорости окисления и периода индукции реакции окисления нефти от температуры. Исследование кинетики поглощения кислорода воздуха при различных температурах проводят с использованием проб свежей нефти, отобранной с участка месторождения, выбранного под термогазовое воздействие, посредством автоклавной монометрической установки на основе автоклава фирмы «Парр».

В реактор загружают нефть и воду месторождения. Кинетику поглощения кислорода изучают по изменению (уменьшению) давления в автоклаве (-ΔР˜Δ[O₂]). В автоклаве реакционную массу перемешивают со скоростью 200 об/мин, что в сочетании с высоким давлением воздуха (2-8 МПа) обеспечивает кинетический режим окисления.

Проведенное исследование показало, что зависимости периода индукции и максимальной скорости окисления от температуры описываются следующими уравнениями (Аррениуса):

lg(τ)=28375,5×(1/Т)-4,593

lg(V_мак)=-4715×(1/T)+6,4373,

где τ - период индукции, мин; V_мак. - максимальная скорость окисления, моль/(л×с); Т - абсолютная температура, К.

Математическое моделирование процесса с использованием геолого-математической модели участка месторождения и данных исследования кинетических закономерностей окисления показало, что время снижения концентрации кислорода до безопасного уровня в условиях пластов выбранного месторождения с пластовой температурой 90°С и давлением 24 МПа составляет 8,5 суток.

Пример 2

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 3 действующие окружающие добывающие скважины. На данном участке не проводят ГРП. Анализ показателей работы нагнетательной и добывающих скважин участка показал, что в течение последних трех лет закачка и добыча жидкости на участке существенно не менялась. Заметного изменения обводненности добываемой продукции не обнаружено. Средняя обводненность нефти на участке составляет 40-45%. Поскольку анализ показателей работы скважин не выявил наличие системы сообщающих трещин между добывающей и нагнетательной скважинами, возможно безопасное и эффективное осуществление ТГВ на выбранном участке.

Пример 3

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 5 действующих добывающих скважин в первом и втором рядах. На данном участке проводят ГРП как в нагнетательной, так и в трех добывающих скважинах, что приводит к росту закачки и добычи жидкости на участке. Дебит скважин по нефти (после ГРП) также увеличивается, однако в двух скважинах заметно возрастает обводненность продукции (с 30-45% до 75-88%). Закачка трассера (водного раствора флюоресцеина) показывает, что реагент через 3 и 7 суток появляется в продукции обводненных скважин.

Сопоставление времени поглощения кислорода и времени появления трассера в продукции добывающих скважин показывает, что метод ТГВ не может быть безопасно применен на данном участке.

Пример 4

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 5 действующих добывающих скважин в первом и втором рядах. На данном участке проводят ГРП как в нагнетательной, так и в трех добывающих скважинах, что приводит к росту закачки и добычи жидкости на участке. Дебит скважин по нефти (после ГРП) также увеличивается, однако в двух скважинах заметно возрастает обводненность продукции (с 30-45% до 75-88%). Закачка трассера (водного раствора флюоресцеина) показывает, что реагент через 3 и 7 суток появляется в продукции обводненных скважин.

В нагнетательную скважину закачивают 10 м³ глинистого раствора, 15 м³ гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла и соляной кислоты, 3 м³ пресной воды и продавливают в пласт 15 м³ сточной воды. Затем скважину останавливают на 2 суток для завершения процесса гелеобразования, промывают пресной водой и подключают к системе поддержания пластового давления. Измерение приемистости показывает, что в результате водоизоляционных работ приемистость скважины снижается на 45%. Закачка трассера (водного раствора флюоресцеина) показывает, что реагент появляется в одной из обводненных добывающих скважин через 23 дня, т.е. спустя период времени, более чем в два раза превышающий время поглощения кислорода воздуха в пласте. Таким образом, после проведения водоизоляционных работ выбранный участок может быть использован для разработки с применением термогазового метода повышения нефтеотдачи.

Пример 5

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 3 действующие окружающие добывающие скважины. На данном участке проводят ГРП как в нагнетательной, так и во всех добывающих скважинах, что сопровождается ростом объема закачки и добычи жидкости на участке. Однако в одной из добывающих скважин через 10 дней после проведения гидроразрыва резко возрастает обводненность добываемой продукции (с 12-20% до 95-97%). Исследование скважины не выявило отсутствие герметичности колонны, цементного кольца или наличия заколонных перетоков. Таким образом, анализ показателей работы скважины показывает наличие системы сообщающихся трещин между добывающей и одной нагнетательной скважиной. Безопасное и эффективное осуществление ТГВ на выбранном участке невозможно.

В нагнетательную скважину закачивают 9 м³ глинистого раствора, 18 м³ гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла и соляной кислоты, 3 м³ пресной воды и продавливают в пласт 25 м³ сточной воды. Затем скважину останавливают на 2 суток для завершения процесса гелеобразования, промывают пресной водой и подключают к системе поддержания пластового давления. Измерение приемистости показывает, что в результате водоизоляционных работ приемистость скважины снижается на 30%. Анализ показателей работы обводненной скважины показывает, что в течение 2 месяцев после проведения водоизоляционных работ обводненность продукции добывающей скважины снижается до 45-50% (т.е. в приблизительно в два раза) без изменения дебита по нефти. Таким образом, после проведения водоизоляционных работ выбранный участок может быть использован для применения ТГВ.

Пример 6

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 1 добывающую скважину. На добывающей скважине производят ГРП с целью увеличения приемистости. Анализ показателей разработки добывающей скважины в течение 6 месяцев после проведения ГРП показал, что режим работы скважины значительно не изменился. Несмотря на выросшие дебит по жидкости, динамический и статический уровни в скважине, обводненность продукции не изменилась. На основании проведенного анализа видно, что в результате ГРП не произошло образования высокопроницаемого канала между нагнетательной и добывающей скважинами. Таким образом, данный участок подходит для внедрения метода ТГВ.

Пример 7

Участок месторождения включает 1 нагнетательную и 3 действующие окружающие добывающие скважины. На данном участке не проводят ГРП. В нагнетательную скважину закачивают трассер (10 м³ водного раствора флюоресцеина). В продукции одной нагнетательной скважины через 14 суток обнаруживают трассер. Таким образом, анализ показателей работы скважины показывает наличие высокопроницаемого канала фильтрации (по-видимому, системы сообщающихся трещин) между одной добывающей и нагнетательной скважинами. Безопасное и эффективное осуществление ТГВ на выбранном участке невозможно.

В нагнетательную скважину закачивают 9 м³ глинистого раствора, 18 м³ гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла и соляной кислоты, 3 м³ пресной воды и продавливают в пласт 25 м³ сточной воды. Затем скважину останавливают на 2 суток для завершения процесса гелеобразования, промывают пресной водой и подключают к системе поддержания пластового давления. Измерение приемистости показало, что в результате водоизоляционной подготовки приемистость скважины снизилась на 25%. Анализ показателей работы обводненной скважины показывает, что в течение 2 месяцев после проведения водоизоляционных работ обводненность продукции добывающей скважины снижается с 90-95% до 30-38% с увеличением в 1,3 раза дебита по нефти. Таким образом, после проведения водоизоляционных работ (подготовки) выбранный участок может быть использован для применения ТГВ.

Промышленная применимость

Предложенный способ может быть применен для разработки нефтяных месторождений, находящихся на средней и поздней стадиях, с неоднородными по проницаемости и трещиноватыми пластами, в том числе после проведения ГРП. Моделирование процесса ТГВ с использованием геолого-математической модели участка демонстрирует, что закачка оторочки воздуха в объеме 10% от перового объема пласта позволяет получить дополнительно в течение 5 лет до 50 тыс.т дополнительной нефти. Затраты на осуществление закачки полностью окупаются через 18 месяцев. Таким образом, предложенный способ позволяет расширить круг месторождений, подходящих для применения метода ТГВ, что приводит к значительному экономическому и технологическому эффекту.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку кислородсодержащего газа и создание в пласте зоны окисления нефти, отличающийся тем, что при разработке месторождения в неоднородных трещиноватых пластах и, в частности, после гидроразрыва пластов перед закачкой кислородсодержащего газа проводят тестирование пласта для выявления в нем сообщающихся трещин между нагнетательной и добывающей скважинами путем закачки в пласт оторочки газообразного трассера и контроля времени достижения этим трассером добывающей скважины, водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия проводят путем закачки термостойких водоизоляционных материалов, сопоставляют время появления газообразного трассера и время поглощения кислорода в пласте по данным моделирования или показателям работы скважин участка термогазового воздействия, обеспечивают кинетический режим окисления нефти из условия, что время достижения газообразным трассером добывающей скважины не менее чем в два раза превышает время снижения концентрации кислорода до уровня, безопасного по взрыву или воспламенению углеводородов при температуре пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после водоизоляционной подготовки участка термогазового воздействия к закачке кислородсодержащего газа проводят повторное тестирование пласта.