СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и предназначено для увеличения коэффициентов конечной нефте- и конденсатоотдачи нефтегазовых залежей.

Известен способ разработки газоконденсатных или нефтяных залежей, в котором осуществляется разработка трещиновато-пористых залежей путем циклической закачки оторочек растворителя и оторочки геля. Первоначально оторочка растворителя используется для отмыва нефти из системы трещин. Затем закачиваемая оторочка геля тампонирует систему трещин, а последующая оторочка растворителя отмывает нефть из системы блоков и т.д. [1].

Основным недостатком такого способа является то, что он не может быть применен к разработке нефтегазовых залежей, так как не учитывает наличие газовой шапки.

Известен также способ снижения проницаемости высокопроницаемых зон продуктивного пласта, заключающийся в том, что в эту зону нагнетают гелеобразующий раствор, который после определенного времени гелеобразования превращается в гель, закупоривающий эту зону, причем одновременно с закачкой гелеобразующего раствора над и под ним нагнетают воду [2].

Нагнетание воды по данному способу производят только в момент закачки гелеобразующего состава, оно предназначено для того, чтобы предотвратить распространение гелеобразующего раствора вверх и вниз по высокопроницаемому пласту и тем самым снизить его расход и локализовать зону обработки.

Недостатком известного технического решения является то, что образовавшийся гель не позволяет предотвратить поступление газа при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой, поскольку газ будет обходить зону, обработанную гелеобразующим раствором, и поступать к зоне отбора нефти. Поскольку свойства получаемого геля не согласуются с проницаемостью и анизотропией пласта, то будут происходить смещение его в зону отбора пластовой жидкости и последующий вынос его вместе с ней на поверхность, и, как следствие, дальнейший прорыв газа из газовой шапки.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, при котором производят стабилизацию положения газонефтяного контакта (ГНК), и, по сути дела, расчленение залежи на два самостоятельных объекта эксплуатации путем экранирования нефтяной оторочки и создания на ГНК жесткого непроницаемого экрана закачкой на ГНК реагентов, дающих после реакции тампонирующий осадок [3].

Однако после непродолжительного периода газ газовой шапки будет обходить созданный экран и поступать в зону отбора нефти по подэкранной зоне из-за снижения ГНК во время эксплуатации.

Известен также способ разработки нефтегазовой залежи, включающий барьерное заводнение путем непрерывной закачки воды, на ГНК и предотвращение поступления на некоторое время газа газовой шапки в добывающую скважину [4] .

Недостатком этого способа является то, что не учитываются при создании барьера проницаемость и анизотропия пласта, что приведет при небольшой анизотропии пласта к тому, что произойдет смещение водяного барьера в зону отбора нефти и ее обводнение с последующим прорывом в эту зону газа из газовой шапки. Кроме того, барьерное заводнение не мешает прорыву газа к добывающим скважинам, расположенными внутри контура газоносности.

Известен также способ разработки нефтегазовых залежей, включающий создание пенных экранов, предотвращающих образование газового конуса в тонких нефтяных оторочках [5].

Однако этот экран недолговечен, существует всего несколько дней, также в процессе эксплуатации спускается в зону отбора нефти и позволяет газу газовой шапки поступать в добывающую скважину.

Наиболее близким техническим решением к изобретению является способ разработки нефтегазовых залежей, включающий разбуривание залежи сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта (ГНК), отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи [6].

Недостатком известного способа является то, что при создании непроницаемого экрана не учитываются проницаемость коллектора и его анизотропия по каждой добывающей скважине и не согласуются свойства создаваемого непроницаемого экрана с указанными параметрами коллектора, в результате чего, например, при небольшой анизотропии пласта созданный экран "провалится" в область нефтенасыщенности, т.е. в процессе отбора пластовой жидкости происходит снижение ГНК и вместе с ним непроницаемого экрана, причем это происходит с формированием газового конуса и с последующим прорывом газа газовой шапки в добывающую скважину, что, в свою очередь, значительно снижает нефтеотдачу пласта и темп разработки залежи.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи и темпов разработки за счет уменьшения поступления газа в нефтенасыщенную зону.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтегазовых залежей, включающем разбуривание залежи сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта (ГНК), отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи, по каждой добывающей скважине предварительно определяют проницаемость коллектора и его анизотропию, непроницаемый экран создают в каждой добывающей скважине путем закачки гелеобразующего раствора с временем гелеобразования и вязкостью после гелеобразования не менее соответственно промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающих в зависимости от проницаемости коллектора и его анизотропии размещение нижней границы непроницаемого экрана в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости, а в качестве агента в газонасыщенную часть залежи закачивают воду и создают водяной барьер, при этом воду при создании водяного барьера закачивают над созданным непроницаемым экраном с интенсивностью закачки не меньше интенсивности отбора жидкости.

Задачей изобретения является также снижение затрат при создании добывающих и нагнетательных скважин.

Для этого закачку воды начинают до завершения процесса гелеобразования и закачивают воду через те же перфорационные отверстия, через которые осуществляли закачку гелеобразующего раствора. Гелеобразующий раствор перед закачкой в пласт может быть выдержан до достижения им требуемой вязкости, в зависимости от проницаемости коллектора и анизотропии. Отбор жидкости и закачку воды осуществляют по одной скважине путем отбора жидкости по спущенной в скважину колонне труб с пакером в интервале ГНК и закачки воды по затрубному пространству. В затрубное пространство закачивают подогретую воду, а разбуривание залежи осуществляют сеткой скважин с несколькими горизонтальными стволами, по крайней мере один из которых бурят в области нефтенасыщенности и через него производят отбор жидкости, а другой - параллельно первому в газонасыщенной части над ГНК и через него производят закачку сначала гелеобразующего раствора, а затем воды.

Дополнительно к скважине с совмещенными функциями отбора нефти и закачки воды бурят систему нагнетательных скважин, через которые осуществляют закачку воды в газо- и нефтенасыщенные интервалы, при этом суммарный темп закачки воды не меньше темпа отбора жидкости из соответствующего элемента разработки залежи.

В заявленном техническом решении функциональное назначение экрана иное, нежели в известных решениях. Назначение экрана в известных решениях: предотвратить прорыв газа из газовой шапки. В предлагаемом способе создаваемый экран препятствует "опусканию", прорыву закачиваемой впоследствии воды в призабойные зоны добывающих скважин. Таким образом, происходит изменение функционального назначения экрана в области ГНК в привычном его понимании, так как экран препятствует поступлению воды, а не газа, как это было принято в известных технических решениях. Наряду с этим в предлагаемом изобретении осуществлено объединение идей одновременного создания экрана и барьера. Барьер препятствует поступлению газа к забою скважины, а экран не пропускает воду в интервал добычи нефти. Кроме того, накладывается ограничение на интенсивность закачки воды в область газоносности. При этом операции добычи и нагнетания совмещают в одной скважине, а в случае оторочки высоковязкой нефти в затрубное пространство закачивают горячую воду. Кроме предотвращения прорыва газа, создание жидкостного барьера поддерживает давление в нефтегазовой залежи в течение определенного времени. Поддержание пластового давления предохраняет от смещения оторочки нефти за пределы ее первоначального залегания, а следовательно, также способствует повышению нефтеотдачи, так как запасы нефти не расформировываются. Поддержание давления, осуществляемое в нефтегазовой залежи, предотвращает сначала и уменьшает затем потери конденсата в газоконденсатной шапке при добыче газа и конденсата.

Предлагаемый способ разработки нефтегазовых залежей осуществляется следующим образом.

После разбуривания залежи сеткой скважин каждая добывающая скважина пускается в пробную эксплуатацию. Осуществляется контроль за динамикой дебитов по нефти, газу и воде, давлений и температур на забое и в устье скважин. Производится компьютерная идентификация параметров пласта и находятся реальные, присущие данной скважине значения проницаемости коллектора и коэффициента анизотропии. В случае невозможности пробной эксплуатации указанные параметры определяются на основе поинтервальных геолого-геофизических исследований и анализа кернового материала. В зависимости от найденных значений проницаемости и коэффициента анизотропии на основе компьютерного моделирования и использования уточненной геологической модели удельной зоны дренирования определяют для конкретной добывающей скважины размер гелиевого экрана вблизи ГНК, вязкость геля после гелеобразования, время гелеобразования и темп закачки гелеобразующего раствора. Время гелеобразования гелеобразующего раствора и вязкость после гелеобразования должны быть не менее промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающих создание непроницаемого экрана с нижней границей в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости. В зависимости от указанных условий подбирают и размер гелиевого экрана и темп закачки гелеобразующего раствора.

Размещение нижней границы непроницаемого экрана ниже ГНК предотвращает проникновение водяного барьера под экраном в зону отбора пластовой жидкости, поскольку под таким экраном будет отсутствовать газонасыщенная зона, более проницаемая по сравнению с нефтенасыщенной зоной. Вязкость гелеобразующего раствора и время гелеобразования подбирается с таким расчетом, чтобы этот раствор можно было беспрепятственно закачать в зону ГНК с размещением нижней границы экрана ниже ГНК и предотвратить уход геля из экрана при отборе жидкости в зону отбора. Если, например, пласт обладает повышенной проницаемостью в горизонтальном направлении по сравнению с проницаемостью в вертикальном направлении, то возможно нагнетание гелеобразующего раствора для создания непроницаемого экрана с повышенной вязкостью, для чего гелеобразующий раствор предварительно перед закачкой в пласт выдерживают до достижения им требуемой в зависимости от проницаемости коллектора и анизотропии вязкости, которая позволила бы беспрепятственно закачать его в пласт при создании непроницаемого экрана заданных размеров и предотвратила бы его дальнейшее вымывание в процессе отбора пластовой жидкости.

До начала промышленной эксплуатации скважины в призабойной, газонасыщенной зоне пласта формируется гелиевый экран. Для этого заранее в скважину спускается колонна труб с пакером на уровне первоначального ГНК. По затрубному пространству осуществляется закачка гелеобразующего раствора в газонасыщенную часть пласта выше ГНК. Закачку продолжают до опускания нижней границы непроницаемого экрана ниже ГНК.

После закачки заданного объема гелеобразующего раствора и в процессе гелеобразования осуществляют переход на закачку воды, причем закачку воды ведут через те же перфорационные отверстия и с интенсивностью не менее интенсивности отбора жидкости, к которому приступают после завершения процесса гелеобразования.

Добыча нефти ведется по колонне труб и сопровождается закачкой воды по затрубному пространству в газонасыщенную зону пласта. Интенсивность закачки воды должна быть не менее интенсивности отбора жидкости, чтобы, во-первых, обеспечить создание водного барьера и распространение его в горизонтальном направлении от скважины, и, во-вторых, предотвратить истощение водного барьера в процессе отбора нефти. Закачка воды в газо- и нефтенасыщенный интервалы может осуществляться через дополнительные нагнетательные скважины.

П р и м е р. Рассматривается газонефтяная залежь месторождения А, однородная по коллекторским свойствам, имеющая нефтяную оторочку толщиной 12 м, подстилаемую подошвенной водой с толщиной водонасыщенной зоны 20 м и газовую шапку толщиной 60 м. С использованием данных опытной эксплуатации скважины в результате решения обратной трехмерной, трехфазной задачи по идентификации фильтрационно-емкостных параметров пласта были определены значения коэффициента проницаемости K_X=6,5 Дарси и коэффициента анизотропии пласта К_X/К_Z= 99,8 для рассматриваемой залежи. Вязкость нефти в пластовых условиях равняется 1,8 сП, начальное пластовое давление 15,6 МПа. На нефтяную оторочку пробурена горизонтальная скважина с длиной горизонтального ствола 1000 м, ствол скважины располагается над водонефтяным контактом на расстоянии 1/3 от величины нефтенасыщенного интервала.

Рассматриваемая скважина в течение 6,5 мес. находилась в опытной эксплуатации. Она эксплуатировалась в режиме заданной депрессии, равной 0,5 МПа. За это время продукция скважины характеризовалась данными, представленными в табл. 1.

С использованием полученных фактических данных эксплуатации скважины на основе трехмерной трехфазной математической модели решена обратная задача по уточнению коэффициента проницаемости и степени анизотропии пласта по проницаемости (отношение проницаемостей вдоль К_Х и поперек К_Z напластования). Оказалось, что наилучшее совпадение фактических и расчетных показателей эксплуатации скважин имеет место при коэффициенте проницаемости К_Х=6500 мд и К_Х/K_Z=99,8.

Для такой уточненной геолого-математической модели элемента пласта с использованием алгоритма трехмерной четырехфазной фильтрации были рассчитаны наилучшие (с точки зрения коэффициента нефтеотдачи) параметры:
а) гелиевого экрана - длина экрана 50 м, толщина 5 м, время закачки геля с вязкостью 2 сП - 6 сут с темпом 10000 м³/сут, через горизонтальную скважину, расположенную над добывающей и параллельно ей выше ГНК на 3 м, время гелеобразования 12 сут, вязкости после гелеобразования не менее 100 сП, что обеспечит невымываемость геля при добыче нефти;
б) жидкостного барьера - начало закачки жидкости (воды) через 3 сут после окончания закачки геля с репрессией 0,5 МПа; и времени начала отбора нефти - через 6 сут после начала закачки жидкости (воды), когда ее фронт дойдет до конца экрана. Отбор нефти осуществляется с депрессией 0,5 МПа. Указанные репрессия закачки жидкости и депрессия отбора нефти обеспечивают темп закачки жидкости выше темпа отбора нефти.

В табл. 2 приведены показатели разработки для элемента пласта с применением пенного экрана длиной 50 м (базовый вариант) и показатели с использованием предлагаемой технологии.

Таким образом, создание водяного барьера совместно с гелиевым экраном позволяет значительно повысить нефтеотдачу пласта и темп отбора нефти.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи и темпов разработки за счет уменьшения поступления газа в нефтенасыщенную зону. Сущность изобретения: после разбуривания залежи сеткой скважин каждая скважина пускается в пробную эксплуатацию и определяются проницаемость коллектора и его анизотропия. С учетом этих показателей определяют размер гелиевого экрана вблизи газонефтяного контакта (ГНК), вязкость геля после гелеобразования, время гелеобразования и темп закачки гелеобразующего раствора. Время гелеобразования и вязкость после гелеобразования должны быть соответственно не менее промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающего создание непроницаемого экрана в зоне ГНК с нижней границей в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости. В скважину спускают колонну труб с пакером на уровне первоначального ГНК. Для создания непроницаемого экрана по затрубному пространству осуществляют закачку гелеобразующего раствора в газонасыщенную часть пласта выше ГНК. После закачки заданного объема гелеобразующего раствора и в процессе гелеобразования осуществляют переход на закачку воды для создания водного барьера, причем закачку воды ведут те же перфорационные отверстия с интенсивностью не менее интенсивности отбора жидкости, к которому приступают после завершения процесса гелеобразования. Добыча нефти сопровождается закачкой воды по затрубному пространству в газонасыщенную зону пласта. Разбуривание залежи осуществляют сеткой скважин с несколькими горизонтальными стволами, по крайней мере один из которых бурят в области нефтенасыщенности и через него производят отбор жидкости, а другой - параллельно первому в газонасыщенной части над ГНК и через него производят закачку сначала гелеобразующего раствора, а затем воды. 6 з.п. ф-лы. 2 табл.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, включающий разбуривание залежей сеткой скважин, создание в добывающей скважине до начала эксплуатации непроницаемого экрана в области газонефтяного контакта (ГНК), отбор жидкости в области нефтенасыщенности и закачку агента в газонасыщенную часть залежи, отличающийся тем, что по каждой добывающей скважине предварительно определяют проницаемость коллектора и его анизотропию, непроницаемый экран создают в каждой добывающей скважине путем закачки гелеобразующего раствора с временем гелеобразования и вязкостью после гелеобразования не менее соответственно промежутка времени и значения вязкости, обеспечивающих в зависимости от проницаемости коллектора и его анизотропии размещение нижней границы непроницаемого экрана в интервале от ГНК до места отбора жидкости и условие невымываемости образованного геля при отборе жидкости, в качестве агента в газонасыщенную часть залежи закачивают воду и создают водяной барьер, при этом воду при создании водяного барьера закачивают над созданным непроницаемым экраном с интенсивностью закачки не менее интенсивности отбора жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды начинают до завершения процесса гелеобразования и закачивают воду через те же перфорационные отверстия, через которые осуществляли закачку гелеобразующего раствора. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что гелеобразующий раствор перед закачкой в пласт выдерживают до достижения им требуемой вязкости в зависимости от проницаемости коллектора и анизотропии. 4. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что отбор жидкости и закачку воды осуществляют по одной скважине путем отбора жидкости по спущенной в скважину колонне труб с пакером в интервале ГНК и закачки воды по затрубному пространству. 5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в затрубное пространство закачивают подогретую воду. 6. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что разбуривание залежи осуществляют сеткой скважин с несколькими горизонтальными стволами, по крайней мере один из которых бурят в области нефтенасыщенности и через него производят отбор жидкости, а другой - параллельно первому в газонасыщенной части над ГНК и через него производят закачку сначала гелеобразующего раствора, а затем воды. 7. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что дополнительно к скважинам с совмещенными функциями отбора нефти и закачки воды бурят также систему нагнетательных скважин, через которые осуществляют закачку воды в газо- и нефтенасыщенный интервалы, при этом суммарный темп закачки воды не меньше темпа отбора жидкости из соответствующего элемента разработки залежи.