Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке неоднородных по коллекторской характеристике пластов залежей нефти с заводнением, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет последовательной закачки оторочек водогазовой смеси оптимального состава в циклическом режиме в сочетании с периодическим отбором жидкости.

Известен способ разработки залежи [1] с заводнением водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом, в котором в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в предпереходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддерживают в процессе отношение забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01-1,0% катионного поверхностно-активного вещества.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [2], включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, в котором перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ:вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ:вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с ее внутренней полостью, а пассивный - с межтрубным пространством, при этом плотность водогазовой смеси поддерживают на определенном уровне.

Недостатком этих способов разработки залежей нефти с закачкой водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение соотношения газ:вода в водогазовой смеси для получения наибольшего прироста коэффициента нефтеотдачи и не регламентируют проведение самого технологического процесса разработки залежи нефти водогазовым воздействием, например, не указан необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов нефти залежи, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Также близким к предлагаемому является способ вытеснения пеной, в котором (1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2-8% объема порового пространства пласта, (2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50% объема порового пространства неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и величина межфазного натяжения между пенообразующим составом и вытесненной подземной нефтью может достигать по порядку величины 10^-3 мН/м, (3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45% объема порового пространства пласта.

Недостатком способа является то обстоятельство, что период полураспада созданной пены максимально составляет 18,5 минут, то есть примерно через 40 минут пенная система распадается и прекращается ее действие как потокоотклоняющего агента. В связи с чем эффект от закачки пены будет наблюдаться только в призабойных зонах скважин и отсутствовать в межскважинном пространстве, в котором сосредоточены основные запасы нефти.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяных залежей. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами, снизится обводненность добываемой нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи, включающем последовательную закачку оторочек водогазовой смеси состава, определяемого по результатам лабораторных исследований при получении максимального, для выбранных естественных кернов рассматриваемого эксплуатационного объекта и термобарических условий проведения данных лабораторных исследований, коэффициента вытеснения нефти в циклическом режиме через нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Причем в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный, природный газ или их смесь, а для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества, исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза.

Физическая сущность изобретения состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах.

Первый из них, как и в прототипе [2], заключается в закачке в пласты на первом этапе осуществления способа водогазовой смеси с целью достижения прироста коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон, и тем самым увеличивать коэффициент охвата заводнением.

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, вытесняя из них нефть.

Четвертый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и/или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

В результате реализации предлагаемого способа будет получен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1) Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют состав (или соотношение газ:вода) водогазовой смеси, при котором достигается максимальный для выбранных кернов и термобарических условий проведения лабораторных исследований, коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением.

2) Закачку водогазовой смеси производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси.

3) Во втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.

Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе.

Затем нагнетательные скважины останавливают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе.

Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти.

4) На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины.

Пример конкретного осуществления способа

Для примера осуществления способа рассматривалась залежь нефти (блок №1) в турнейском ярусе Алексеевского нефтяного месторождения Республики Татарстан. Выбор данной залежи обусловлен, прежде всего, наличием скважин с разными дебитами по нефти, которые изменяются в пределах от 0,3 до 6,0 т/сут при изменении обводненности добываемой продукции от 3 до 70%. Такое различие в дебитах и обводненности связано с зональной и послойной неоднородностями коллекторов залежи, а также с разной удаленностью скважин от водонефтяного контакта. Проницаемость коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин изменяется в пределах от 0,010 до 0,385 мкм², в среднем составляя 0,056 мкм². В то же время средняя проницаемость коллекторов, определенная по геофизическим исследованиям скважин, составляет 0,007 мкм² (таблица 1) при средней пористости 12%. Такое различие в значениях проницаемости коллекторов, определенных различными методами, указывает на наличие развитой системы трещин. Поэтому внедрение предлагаемого способа разработки на данной залежи позволит частично заблокировать участки с высокой трещинной проницаемостью коллекторов и перенаправить вытесняющий агент к участкам более низкой трещинной проницаемости, увеличивая при этом коэффициенты охвата вытеснением (сетки скважин) и охвата заводнением. Причем вытесняющий агент в виде водогазовой смеси, распадаясь в пласте на газ и воду, при упругом режиме работы пластов будет способствовать более эффективному внедрению газовой фазы в низкопористые и низкопроницаемые разности породы.

С использованием математического моделирования процессов фильтрации многофазных флюидов в трещиновато-пористых коллекторах были просчитаны четыре варианта дальнейшей разработки залежи: продолжение эксплуатации на естественном режиме, заводнение, водогазовое воздействие только водогазовой смесью (по прототипу) и водогазовое воздействие по предлагаемому способу. Результаты расчетов представлены в таблице 2. Водогазовое воздействие с оптимальным соотношением газ:вода в пластовых условиях, равным 1:3, приводит к максимальному среднему увеличению коэффициента вытеснения для залежи в целом на 11%. Сопоставление коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением, а также коэффициента извлечения нефти (КИН) показывает, что по предлагаемому способу коэффициент извлечения нефти на 20% выше, чем по прототипу. Способ эффективен и промышленно применим.

Таблица 2
Варианты	Расчетные коэффициенты, доли ед.
Вытеснения	Охвата вытеснением	Охвата заводнением	КИН
Естественный режим	0.480	0.507	0.452	0.110
Заводнение	0.480	0.507	0.699	0.170
Водогазовое воздействие по прототипу	0.590	0.535	0.729	0.230
Водогазовое воздействие по предлагаемому способу	0.590	0.551	0.768	0.250

Источники информации

1. Патент РФ 2123586, кл. 6 Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Курбанов Р.А., Матвеев К.Л. Опубл. 20.12.98, БИ №35.

2. Патент РФ 2055168, кл. 6 Е21В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Салямов З.З., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г., Савельев Ю.С., Капырин Ю.В., Полищук A.M., Суркова Е.М. Опубл. 1996.02.27.

3. Патент РФ 2190091, кл. 7 Е21В 43/22. Способ вытеснения пеной. ВАНГ Демин (CN). Опубл. 2002.09.27.

4. О.И.Буторин, Г.Н.Пияков. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1995, №8-10. - С.54-59.

Таблица 1Геолого-физическая характеристика блока №1 турнейского яруса Алексеевского нефтяного месторождения
Наименование параметра	Значение параметра
Средняя глубина залегания, м	1403,4
Тип залежи	пластово-сводовый и структурно-литологический
Тип коллектора	трещиновато-поровый
Средняя общая толщина, м	23,3
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5,6
Средняя водонасыщенная толщина, м	11,9
Пористость, %	12
Глинистость, %	0,9
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,710
Проницаемость, мкм2 (по данным ГИС)	0,007
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,936
Коэффициент расчлененности, доли ед.	1,385
Послойная неоднородность, V2п, доли ед.	0,111
Зональная неоднородность, V2з, доли ед.	0,373
Начальная пластовая температура, °С	25
Начальное пластовое давление, МПа	11,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	23,4
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	839
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	870
Абсолютная отметка ВНК, м	1135
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,1050
Содержание серы в нефти, %	1,93
Содержание парафина в нефти, %	4,96
Давление насыщения нефти газом, МПа	4,2
Газовый фактор, м3/т	12
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	1,74
Плотность воды в пластовых условиях, г/см3	1,166
Минерализация, г/л	256
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. (утвержденный)	0,170

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку оторочек водогазовой смеси состава, определяемого по результатам лабораторных исследований, через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что водогазовое воздействие осуществляют циклами, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом, равным 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10% от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60% от начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный, природный газ или их смесь.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нагнетательных скважин с низкой приемистостью содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза.