Способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту

Способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту

Реферат

 

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ПРИУРОЧЕННОЙ К РАЗНОПРОНИЦАЕМОМУ ПЛАСТУ, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем закачки посредством нагнетательных скважин оторочки раствора высокомолекулярного полимера, продвигаемой по пласту холодной водой, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта при разработке залежи высоковязкой нефти, приуроченной к трещиновато-порово-кавернозному пласту, раствор полимера закачивают с температурой в диапазоне от 70^oС до температуры разрушения полимера и перед закачкой холодной воды осуществляют закачку горячей воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой нефти, приуроченных к разнопроницаемым пластам. В современной нефтедобывающей промышленности для разработки залежей нефти повышенной и высокой вязкости применяют различные термические способы, в частности способы закачки в продуктивные пласты горячей воды и пара. Закачка теплоносителя в продуктивный пласт приводит к снижению вязкости пластовой нефти и улучшению условий фильтрации ее к эксплуатационным скважинам, что позволяет повышать нефтеотдачу. Известен способ разработки залежей нефти высокой вязкости. В пласт через нагнетательную скважину обеспечивается нагнетание одновременно двух жидкостей. В область поверхности раздела нефтяной и водяной зон пласта одновременно закачивают горячую воду и жидкий растворитель, например сжиженный газ, керосин или легкие нефти. Закачиваемая в продуктивный пласт горячая вода отдает тепло породе и насыщающей ее нефти высокой вязкости, а растворитель растворяет часть нефти, увеличивая ее подвижность. Однако существующий способ разработки неприемлем для трещиновато-поровых коллекторов, содержащих нефти повышенной и высокой вязкости, не позволяет в этих условиях получить равномерного продвижения водо-нефтяного контакта по продуктивному пласту. Нагнетаемая горячая вода будет двигаться в основном по трещинам, что связано с различием вязкости нефти и воды и фильтрационных сопротивлений в пласте. Это приведет к быстрым прорывам воды в эксплуатационные скважины и придется добывать значительные количества попутной воды (основной прирост в нефтеотдаче будет иметь место при обводненности продукции свыше 75-80%). Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем закачки посредством нагнетательных скважин оторочки раствора высокомолекулярного полимера, продвигаемой по пласту холодной водой. Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача пласта при разработке залежи высоковязкой нефти, приуроченной к трещиновато-порово-кавернозному пласту. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта при разработке залежи высоковязкой нефти, приуроченной к трещиновато-пoрово-кавернозному пласту. Достигается поставленная цель тем, что по способу разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту, заключающемуся в вытеснении нефти из пласта путем закачки посредством нагнетательных скважин оторочки раствора высокомолекулярного полимера, продвигаемой по пласту холодной водой, раствор полимера закачивают с температурой от 70^оС до температуры разрушения полимера и перед закачкой холодной воды осуществляют закачку горячей воды. Предлагаемый способ заключается в том, что в нагнетательные скважины закачивают горячий водный раствор высокомолекулярного полимера с температурой не менее 70^оС, создавая непрерывную оторочку, выравнивающую фронт продвижения контакта нефть-нагнетаемый агент, объем которой зависит от физико-геологических особенностей месторождения. Нагнетаемый в пласт горячий водный раствор полимера имеет небольшую вязкость, близкую к вязкости необработанной воды. Вследствие этого первые порции его проникают в пласт по трещинам достаточно далеко. Раствор, движущийся по пласту, отдает тепло нефтенасыщенным породам (нефти). Это приводит к постепенному увеличению вязкости раствора (в зависимости от концентрации полимера в растворе вязкость его может увеличиваться в десятки раз), а значит и к резкому снижению скорости движения раствора по пласту при установленном давлении нагнетания. Последующие порции горячего раствора, не имея возможности двигаться по трещинам, занятым остывшим и загустевшим полимером, вынуждены внедряться в блоки-матрицы трещиновато-пористой среды. Происходит более рациональное (комплексное) расходование тепла, вводимого в пласт, что приводит к более равномерному по сравнению с закачкой горячей воды продвижению контакта нефть-нагнетаемый агент и, как следствие, к более высокой текущей и конечной нефтеотдаче. Горячий полимерный раствор закачивают в пласт в виде оторочки размером 15-20% от объема пор пласта-объекта. Затем переходят на закачку горячей воды, после чего нагнетают неподогретую необработанную воду. На чертеже показана схема расположения скважин на опытных участках. В настоящее время в Удмуртской АССР интенсивно вводится в разработку Мишкинское нефтяное месторождение. Значительные запасы содержатся в IV эксплуатационном объекте, где нефть имеет вязкость 75 сП в пластовых условиях. Этот объект был выбран для опытно-промышленных работ по полимерному воздействию, причем на стадии начала разработки. Одновременно были выбраны опытные поля, на которых проводились работы по площадному заводнению холодной водой, холодному полимерному воздействию (ХПВ) и горячему полимерному воздействию (ГПВ). Техсхемой проведения опытно-промышленных работ была предусмотрена организация трех опытных кустов по возможности равноценных по геологофизическим и технологическим параметрам (площадь куста, запасы коллектора, толщина пласта, геометрия размещения скважин и т.д.). Куст горячего полимерного воздействия состоит из одной нагнетательной скважины N 1413, первого кольцевого ряда из шести эксплуатационных скважин (N 1368, 1370, 1371, 1811, 1366, 1367), второго кольцевого ряда из двенадцати скважин (N 1437, 1327, 1439, 1328, 1438, 1324, 1436, 1319, 1434, 1318, 1435, 1323) и двух контрольных эксплуатационных скважин, расположенных на расстоянии 125 м от нагнетательной (см. чертеж). Закачиваемый раствор полиакриламида (ПАА) имел концентрацию 0,1% по сухому веществу или 1,2% по гелю. Объем закачиваемого раствора колебался в пределах 180-220 м³/сут. при давлении 80-90 атм на устье нагнетательной скважины. Температура рабочего агента по проекту составляла 80-85^оС. Всего в нагнетательную скважину N 1413 было закачено 16632 м³ горячего раствора ПАА. Опытно-промышленные работы показали следующее. По ряду скважин наблюдался прирост в добыче нефти, например по N 1319. Горячее полимерное воздействие привело к резкому возрастанию добычи нефти из скважины при практически неизменном проценте добываемой жидкости. В период горячего полимерного воздействия пластовое давление на опытном участке-кусте начало возрастать. Прекращение закачки раствора ПАА привело к падению пластового давления. ГПВ привело к некоторому снижению темпа обводненности продукции в целом по участку куста. Этап пробной закачки горячего полимерного раствора показал, что концентрация ПАА в растворе должна быть увеличена. По разработанной в ИГиРГИ методике выбора минимальной концентрации ПАА в растворе можно рекомендовать концентрацию полимера довести до 0,3% по сухому продукту. Описанный выше механизм нефтеотдачи при использовании горячего полимерного воздействия был проверен экспериментальными исследованиями в лаборатории института. Методика проведения опытов представляла собой приближенное моделирование процесса с использованием физических моделей пласта, а также кернов Мишкинского месторождения. Моделью нефти в экспериментах служила нефть Мишкинского месторождения вязкостью 75 сП. Данные, полученные в ходе экспериментальных исследований, представлены в таблице. Из таблицы видно, что при закачке оторочки горячего полимерного раствора выравнивание фронта вытеснения происходит за счет саморегулирующегося блокирующего процесса при остывании реагента (гидродинамического автомодельного "закрытия" проводящей трещиной системы пласта), что приводит к высокому для этих условий вязкостной неустойчивости значению коэффициента безводной нефтеотдачи 18% от общего порового объема модели. Учитывая, что суммарный поровой объем трещинной системы модели составлял 5% от общей поровой емкости, величина в 18% говорит о существенном увеличении коэффициента охвата при ГПВ даже до прорыва рабочего агента на выход модели (блокирующий эффект). В то же время воздействие только горячей водой даже с несколько более высоким температурным режимом (до 90^оС) приводит в безводный период лишь к вытеснению нефти в 6% от объема пор модели, т.е. нефть вытесняется преимущественно из трещинной системы с некоторой прибавкой за счет капиллярной пропитки матрицы породы. Для получения приличной нефтеотдачи (в 20%) пришлось прокачать через модель рабочего агента около 3 (точнее 2,7) поровых объемов. Горячая вода проходит без затруднений по основным проводящим трещинам, лишь увлекая за собой отдельные капли нефти, выходящие из матриц из-за их нагрева. Следует отметить, что по расчету общий тепловой поток через модель в опыте с закачкой горячей воды превышал количество тепла в опыте с ГВП почти в 4,5 раза и нагрев модели в первом случае был существенно большим. Вытеснение холодным полимерным раствором (в опытах ХПВ полимерный раствор прокачивали в течение всего процесса, не в виде оторочки) приводит к некоторому повышению технологического эффекта в безводный период (12% от объема пор) по сравнению с воздействием холодной или даже горячей водой, однако основное увеличение нефтеотдачи достигается в водный период, причем потребовалось прокачать через модель около 2 (точнее 1,7) поровых объемов полимерного раствора. Эффект достигается за счет увеличения коэффициента охвата рабочим агентом матриц породы из-за образования местных градиентов давления. Закачка необработанной холодной воды приводит к быстрому прорыву агента по ограниченному количеству трещинных каналов и дальнейшая ее прокачка давала прибавку в нефтеотдаче лишь за счет прямоточной капиллярной пропитки матриц породы. Косвенным подтверждением высокой эффективности процесса ГПВ с последующей закачкой горячей воды служат малый общий расход рабочего агента (1,3 объема пор) при достижении высокой конечной нефтеотдачи (63%) и значительно меньшие средние скорости движения вытесняющего агента. Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений с ГПВ в лабораторных опытах доказывает высокую технологическую эффективность. Блокирующий эффект при горячем полимерном воздействии просматривается и в промысловых испытаниях метода на опытных участках Мишкинского месторождения. Динамика обводненности добываемой продукции на участках ХПВ и ГПВ существенно различна. Если при достижении КНО 13% на участке ХПВ обводненность достигла 46% то при текущем КНО (18%) на участке ГПВ она не превысила 40% причем в последнее время обводненность продукции здесь даже начала снижаться. Такая же тенденция обнаруживается и в величине водонефтяного отношения (ВНО). На участке ГПВ он равен 0,28, а на участке ХПВ превысил 0,33. Эти данные с учетом того, что на участке ХПВ суммарный объем закачки рабочего агента в два раза больше, чем на участке ГПВ, говорят о существенно большем охвате вытеснением продуктивного пласта во втором случае (по геологии, геометрии и объемам пор оба опытных участка примерно одинаковы). Остывающий горячий полимерный раствор на участке ГПВ явно блокирует прорывные трещинные каналы продуктивного пласта и заставляет подключаться к процессу вытеснения блоки-матрицы породы. Уже достигнутые КНО на участке ГПВ (около 20% ) для таких коллекторов и залежей близки к предельно достигаемым при традиционных способах разработки. Контрольный участок по закачке необработанной холодной воды по всем показателям настолько хуже "полимерных", что можно твердо говорить о нерациональности такой системы воздействия.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ПРИУРОЧЕННОЙ К РАЗНОПРОНИЦАЕМОМУ ПЛАСТУ, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем закачки посредством нагнетательных скважин оторочки раствора высокомолекулярного полимера, продвигаемой по пласту холодной водой, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи пласта при разработке залежи высоковязкой нефти, приуроченной к трещиновато-порово-кавернозному пласту, раствор полимера закачивают с температурой в диапазоне от 70^oС до температуры разрушения полимера и перед закачкой холодной воды осуществляют закачку горячей воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2