СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/16 E21B43/18 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке неоднородных нефтенасыщенных коллекторов.

Известен способ циклического заводнения трещиноватого пласта [1] согласно которому процесс добычи нефти осуществляют путем циклической закачки оторочек двух флюидов, имеющих разную подвижность. Первый флюид имеет пониженную подвижность и продвигается в основном по трещинам, в то время как второй флюид с повышенной подвижностью проникает в поры матрицы породы и вытесняет их них нефть в трещины.

Недостатком данного способа является то, что закачиваемые флюиды поступают в основном в высокопроницаемые интервалы пласта, вследствие чего остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые элементы (блоки) с низкоразвитой системой естественных трещин. Вытеснение флюидов осуществляется за счет градиентов давления, направленных в основном только параллельно распространению пласта, поэтому воздействию подвергается только объем породы, примыкающей к горизонтальным или наклонным трещинам, и в меньшей степени - расположенной вокруг вертикальных трещин, что снижает эффект от применения циклического воздействия по данному патенту.

Отмеченные недостатки отсутствуют в техническом решении [2] согласно которому вода и газ нагнетаются в пласт одновременно или попеременно, при этом газ подается в нижнюю часть пласта, а вода в верхнюю, что позволяет лучше смешивать эти агенты в пласте, обеспечивая за счет гравитационного фактора создание градиентов давления в вертикальной плоскости. Недостатком данного способа является то, что при одновременной закачке воды и газа с неизменными расходами со временем создается определенная устойчивая зональность распространения указанных агентов, что не способствует дополнительному извлечению нефти из блоков, линз, отдельных пропластков. При попеременном нагнетании вытесняющих агентов могут быть созданы дополнительные изменяющиеся во времени градиенты давления в вертикальной плоскости (на большом удалении от скважины), но при этом на некоторое время прекращается нагнетание в пласт одного из агентов (воды или газа), что в ряде случаев, например, в условиях Севера, вызовет отрицальные последствия замерзание воды в стволе скважины, образование гидратов при охлаждении газа.

Кроме того, прекращение закачки одного из агентов, например, газа приведет к заполнению всего интервала призабойной зоны пласта другим агентом, например, водой, что отрицательно скажется при возобновлении закачки первого (газа): понадобится длительное время для восстановления приемистости инстервала, в который закачивается газ; то же явление будет и при полном прекращении закачки воды.

Цель изобретения устранение отмеченных недостатков, т.е. увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемых агентов (воды и газа).

Согласно изобретению указанная цель достигается тем, что закачку воды и газа осуществляют одновременно с периодическим изменением темпов закачки, при этом объем закачки в один цикл одного агента в пластовых условиях не превышает 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема пор пласта, а темпы закачки изменяют от наибольшего расхода воды при наименьшем расходе газа до наименьшего расхода воды при наибольшем расходе газа, причем наибольший расход воды и газа устанавливают из условий целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта, а наименьший расход воды и газа устанавливают из условия предотвращения образования льда или гидратов в стволе скважины.

Изобретение отличается от известного технического решения [2] тем, что при циклической закачке в залежь воды и газа периодически изменяют темпы их закачки от максимального до минимального расходов, при этом при максимальном расходе воды расход газа устанавливают минимальным, а при максимальном расходе газа, наоборот, минимальным должен быть расход воды. Кроме того, максимальный расход воды или газа определяют из условия целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта-коллектора, а минимальный из условия предотвращения образования в стволе скважины льда или гидратов.

На чертеже изображены оборудование и обвязка одной нагнетательной скважины.

Технологическая схема реализации заявленного способа представляет собой нагнетательную скважину 1, эксплуатационная колонна которой перфорирована в нижнем 2 и верхнем 3 интервалах пласта. В скважину опущены лифтовые трубы 41 и на участке между нижним и верхним интервалами установлен пакер 5. Колонна лифтовых труб 4 соединена на поверхности трубами 6 с насосом 7, а затрубное пространство трубами 8 с компрессором 9. На выкидных линиях насоса 7 и компрессора 9 установлены расходомеры 10 и 11. На линиях 6 и 8 установлены задвижки 12 и 13 и перемычки 14 и 15 с задвижками 16 и 17. К выкидным линиям насоса и компрессора подсоединены обводные линии 18 и 19 с установленными на них регуляторами расхода 20 и 21. На устье скважины установлены манометры 22 и 23. На чертеже также показаны условно граница газ вода при Q_rmax и Q_bmin линия 1 и при Q_rmin и Q_bmax линия 2.

Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта реализуется следующим образом.

Подают в скважину 1 по колонне лифтовых труб 4 воду, а по затрубному пространству между обсадной колонной скважины 1 и лифтовыми трубами 4 газ, при этом темп нагнетания данных агентов устанавливают так, чтобы при максимальном расходе одного из них (например, воды), расход второго (например, газа) был минимальный и при таком режиме работы установленный промежуток времени, после чего плавно изменяют режим снижают до минимального расхода первого агента (воды) и увеличивают до максимального расхода второго агента (газа). Циклы в указанной последовательности многократно повторяют. За один цикл объем закачки одного из компонентов не должен превышать 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема.

Пример. Изобретение предлагается применить на одном из месторождений Западной Сибири (например, Северо-Хохряковском). Средняя глубина залегания продуктивного пласта 2720 2760 м; толщина пласта 15,2 м; пласт терригенный, средняя пористость 15% проницаемость 0,01 0,013 мкм², начальное пластовое давление 26,8 МПа, пластовая температура 95^oC, вязкость нефти в пластовых условиях 0,45 мПа•с, газонасыщенность 225 м³/т, содержание парафина в нефти 5,1% плотность нефти в поверхностных условиях 827 кг/м³, средний коэффициент продуктивности скважины 0,045 т/сут. МПа, средний коэффициент приемистости нагнетательных скважин во воде η_в = 16 м³/сут.МПа; по газу . Диаметр эксплуатационной колонны 148 мм, диаметр НКТ равен 63 мм.

Способ осуществляется в соответствии со схемой, приведенной на чертеже.

Скважина 1 перфорируется в двух интервалах: у подошвы (позиция 2) и у кровли продуктивного пласта (позиция 3), длина каждого перфорированного интервала 2,5 м. Между интервалами перфорации на колонне лифтовых труб 4 устанавливается пакер 5. На устье к колонне лифтовых труб 4 подключается трубами 6 насос 7, а к затрубному пространству скважины -трубами 8 компрессор 9. Выкиды от насосной и компрессорной установок оборудованы расходомерами 10 и 11, задвижками 12 и 13 и перемычками 14 и 15 с задвижками 16 и 17, к выкидным линиям насоса и компрессору подсоединены обводные линии 18 и 19 с регуляторами расхода 20 и 21. Для нагнетания воды используются насосы марки 5 КНС 3 200 с рабочей характеристикой: производительность 3600 м³/сут; давление на выкиде 18 МПа; для нагнетания газа используются компрессоры марки 4М16- 12,5/17-281 с рабочей характеристикой: производительность 230 тыс. м³/сут, давление на выкиде 32 МПа. Процесс осуществляется при открытых задвижках 12 и 13 (задвижки 16 и 17 закрыты) циклически при одновременной раздельной закачке воды по колонне лифтовых труб 4 в нижний 2 вскрытый интервал пласта и газа (по затрубному пространству), в верхний 3 вскрытый интервал пласта с периодическим изменением при помощи регуляторов расхода 20 и 21 темпов закачки таким образом, что при заданном максимальном расходе воды или газа расход соответственно газа или воды устанавливается минимальным, причем предельные значения минимальных расходов вода и газа устанавливаются из условия предотвращения образования в стволе скважины льда или гидратов, а значения максимальных расходов из условия недопущения разрушения цементного камня за обсадной колонной между интервалами перфорации. Учитывая это, минимальные значения температуры в стволе скважины должны быть не ниже: при закачке воды 5^oC, а при закачке газа 28^oC. В соответствии с этими значениями температуры согласно расчету минимальный расход воды составляет 75 м³/сут, минимальный расход газа 50 тыс.м³/сут.

Максимальные значения расходов воды и газа определены из условия, при котором разница давлений в подпакерном и надпакерном пространствах не будет выше допустимой величины, при которой цементный камень не разрушается. Допустимый градиент давления (в вертикальном направлении) в цементном кольце согласно данным (Васильев П.С. и др. Технология поинтервального гидравлического разрыва пластов. "Недра", М. 1964, с. 95) можно принять равным [σ] 1МПа/м. Тогда на длине цементного стакана L 10м (между интервалами перфорации) допустимый перепад давления будет составлять [ΔP] = [σ]•L 1•10 10 МПА, принимаем с запасом [ΔP] 8 МПа. Исходя из этого максимальное давление в подпакерном пространстве (при закачке воды с максимальным расходом) должно быть не выше величины
P_вmax = P_гmin + [ΔP],
а максимальное значение давления в надпакерном пространстве (при закачке газа с максимальным расходом) должно быть не выше величины
P_гmax = P_вmin + [ΔP].
Здесь P_rmin и P_bmin соответственно минимальные значения давлений над и под пакером (соответственно при закачке газа и воды с минимальными расходами).

Значение P_rmin равно 30 МПа, а значение P_pmin 28 МПа.

Тогда P_bmax 30 + 8 389 МПа,
P_rmax 28 + 8 36 МПа,
откуда максимальные значения расходов воды
Q_вmax = η_в(P_вmax-P_в.пл),
где P_bпл пластовое давление в зоне, заполненной водой, равное P_bпл 28 МПа.

В результате расход
воды
Q_bmax 16•(38-28)=160 м³/сут,
газа
Q_гmax = η_г(P_гmax-P_г.пл),
где P_rпл пластовое давление в зоне, заполненной газом P_rпл 26 МПа
.

Должен соблюдаться следующий режим нагнетания: при максимальном расходе воды 160 м³/сут расход газа минимальный 50 тыс.м³/сут, при максимальном расходе газа 200 тыс.м³/сут расход воды минимальный 75 м³/сут.

Контроль за поддержанием установленных режимов осуществляется расходомерами 10 и 11, манометрами 22 и 23.

Продолжительность работы на одном режиме в начальный период воздействия на залежь равно 15 30 сут для первого года, в последующем увеличивается до 40 60 сут.

Смена режимов должна осуществляться плавно, с постепенным переходом от минимального расхода закачиваемого агента к максимальному.

В результате циклической закачки воды и газа через нагнетательную скважину при раздельном нагнетании в два различных интервала одной и той же скважины при периодическом изменении темпов закачки таким образом, что при максимальном расходе воды 160 м³/сут. расход газа поддерживают минимальным, равным 50 тыс.м³/сут, а при максимальном расходе газа 200 тыс.м³/сут расход воды поддерживают минимальным, равным 75 м³/сут, в залежи в зоне, охваченной воздействием, происходит изменение положения границы раздела газ вода. Вследствие этого на участках породы, содержащей оставшуюся нефть, будет осуществляться изменение направления движения вытесняющего агента в вертикальной плоскости с заменой одного агента на другой. Вытесненная в результате этого нефть из изолированных низкопроницаемыми перегородками участков пласта проталкивается далее по более проницаемым слоям к добывающим скважинам.

Для увеличения коэффициента нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемыми агентами при увеличении их вертикальных перетоков закачку воды и газа осуществляют одновременно с периодическим изменением темпов закачки, при этом объем закачки в один цикл одного агента в пластовых условиях не превышает 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема пор пласта, а темп закачки изменяют от наибольшего расхода воды при наименьшем расходе газа до наименьшего расхода воды при наибольшем расходе газа, причем наибольший расход воды и газа устанавливают из условия целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта, а наименьший расход воды и газа устанавливают из условия предотвращения образования льда или гидратов в стволе скважины. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическую закачку воды и газа через нагревательные скважины при раздельном нагнетании через два или более интервала одной скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемыми агентами при увеличении их вертикальных перетоков, закачку воды и газа осуществляют одновременно с периодическим изменением темпов закачки, при этом объем закачки в один цикл одного агента в пластовых условиях не превышает 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема пор пласта, а темп закачки изменяют от наибольшего расхода воды при наименьшем расходе газа до наименьшего расхода воды при наибольшем расходе газа, причем наибольший расход воды и газа устанавливают из условия целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта, а наименьший расход воды и газа устанавливают из условия предотвращения образования льда или гидратов в стволе скважины.