СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/18 E21B43/20 

Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки месторождений на режиме растворенного газа [1] Благодаря постепенному снижению давления во всем объеме залежи при режиме растворенного газа достигается высокий охват пласта процессом вытеснения.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент вытеснения нефти и малая средняя нефтеотдача, не превышая 30% при самом благоприятном соотношении параметров.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяных месторождений, включающий разработку залежи на режиме растворенного газа и закачку в пласт газа и воды [2]
Недостатком данного способа является также малая величина нефтеотдачи за счет низкого охвата малопроницаемых зон пласта обогащенным газом.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти газом за счет повышения охвата пласта вытесняющим агентом.

Поставленная задача решается предлагаемым способом разработки нефтяных месторождений, включающим разработку залежи на режиме растворенного газа, закачку в пласт газа и воды, в котором согласно изобретения на первом этапе разбуривания залежи скважинами начинает с самой возвышенной части залежи и эксплуатируют эти скважины с низкими забойными давлениями для создания вокруг них зоны разгазирования, на втором этапе продолжают разбуривание залежи в зонах, расположенных ближе к ее границам, а в пробуренные скважины в при сводовой части структуры осуществляют закачку газа, причем нагнетание газа продолжают до достижения предельного газового фактора.

В предпочтительном варианте способ осуществляют следующим образом:
на первом этапе добываемые скважины эксплуатируют до момента, при котором обьем газовой фазы в пласте состоит от 0,1 до 20,0% от объема пор всей нефтенасыщенной части залежи,
на втором этапе в пласт сначала закачивают обогащенный газ, обеспечивающий достижение смешивающего вытеснения, в количестве от 1,0 до 40,0% объема пор всей залежи, а затем переходят к нагнетанию сухого газа,
скважины, которые бурят на втором этапе, эксплуатируют при забойных давлениях, которые исключают разгазирование нефти во всем объеме пласта,
на втором этапе в пласт попеременно с газом закачивают воду.

Сущность изобретения заключается в следующем. Опыт разработки нефтяных месторождениях свидетельствует, что при нагнетании газа в пласт, коллектор которого представлен чередующимися тонкими гидродинамическими изолированными прослоями коллектора и непроницаемых перемычек, возможно достижение большого коэффициента охвата, если подача газа осуществляется в скважины, пробуренные в самых высоких частях структуры. Опыты, проводимые с наклонными моделями пластов и свидетельствующие, что при углах падения, меньших 20^o, нефтеотдача низкая, не соответствуют критериям подобия. Если толщина изолированных прослоев невелика, расстояние между скважинами значительны, а угол наклона пласта невелик, то при моделировании процесса вытеснения необходимо таким образом подбирать условия эксперимента, чтобы опыт отвечал следующему критерию подобия:

где L расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами;
α угол наклона пласта;
h толщина изолированного пропластка.

На фиг. 1 показано положение фронта вытеснения при нагнетании газа в пласт с небольшим углом наклона (5^o) при соотношении L/h20;на фиг.2 то же, при соотношении L/h 200.

На фиг. 1,2 приняты следующие обозначения: 1 кровля пласта, 2 подошва пласта; 3 фронт вытеснения; 4 положение фронта вытеснения на момент прорыва; 5 реальная конфигурация фронта вытеснения.

Действительно, прорывы газа в пласте большой толщины из-за сегрегации газа обусловлены тем, что фронт вытеснения стремится принять горизонтальное положение. В результате язык прорыва образуется вдоль кровли как толстого, так и тонкого пласта. Однако, в тонком пласте он незначителен и прорыв имеет место только на завершающей стадии разработки. В толстом пласте фронта прорывается в тот момент, когда значительная часть нефти не вытеснена у подошвы. В действительности, если рассматривать не статистическую картину, которая изображена на фиг.1, 2, а исследовать процесс газовой репрессии в динамике, то прорыв произойдет именно в толстом пласте намного раньше из-за искривления фронта вследствие неустойчивости процесса вытеснения нефти газом (линия 5 на фиг.1)
Если эффективность вытеснения нефти определять как количество вытесненной нефти, к нефти, оставшейся в пласте у подошвы к моменту прорыва газа, то это соотношение будет равно отношению заштрихованной площади треугольника (фиг.1) к общей площади всего пласта. Это соотношение равно и оно предлагается в качестве критерия подобия.

При L 500 м, h 1 ми α 5^o П_α 39,35.

Если модель пласта диаметром 0,5 м имеет длину 2 м, угол наклона такой модели при проведении эксперимента должен быть равен 49,5^o. Опыты, проведенные при таких углах наклона, свидетельствуют, что эффективность вытеснения нефти не отличается от той, которая имеет место при вертикальном вытеснении.

С целью использования гравитации для повышения охвата пласта газом необходимо начинать разбуривание с повышенных частей залежи. После бурения первых скважин их эксплуатируют с максимально возможными темпами для разгазирования нефти в пласте и создания небольшой вторичной газовой шапки. Появление в пласте зоны разгазирования нефти способствует более полному охвату пласта, закачиваемого на втором этапе газом, равномерная газонасыщенность коллектора обеспечивает поступление закачиваемого газа в зоны различной проницаемости.

Присводовую часть залежи эксплуатируют на режиме растворенного газа до момента времени, при котором объем газовой фазы в пласте не достигает 0,1-20,0% от объема пор всей залежи. Такой объем газовой фазы необходим, чтобы создать в пласте оторочку обогащенного газа необходимых размеров. Если проницаемость пропластков изменяется незначительно, а проницаемость пласта высокая, то объем газовой фазы может быть небольшим (0,1%), поскольку закачиваемый газ будет поступать с высокой скоростью почти равномерно по всем пропласткам. При большой неоднородности коллектора и малой его проницаемости нельзя надеется на оттеснение нефти из малопроницаемых пропластков. В последнем случае объем газовой фазы должен быть равен 20,0% от объема пор всей залежи, так как при нагнетании оторочки обогащенного газа происходит существенное увеличение объема нефти, контактирующей с этим газом, и при подаче в пласт этого агента созданный газонасыщенный объем существенно уменьшается.

После того, как на залежи появится достаточное количество скважин, приступают к реализации второго этапа технологии. Сначала газ закачивают в скважину, которая расположена в самой высокой части структуры, или выбирают скважину, работающую с самым высоким газовым фактором. Затем по мере продвижения фронта вытеснения нефти газом к закачке подключают новые скважины, переводя добывающие в нагнетательные. Одновременно с нагнетанием газа продолжают разбуривание залежи. Разработку залежи заканчивают, когда достигается предельный газовый фактор в последней работающей добывающей скважине. Достижение газового фактора необходимо, так как из пласта будет выходить газ, обогащенный промежуточными компонентами, извлеченными из остаточной нефти при длительном контакте в течение срока разработки залежи.

Очень часто давления в залежи недостаточно для вытеснения нефти в условиях частичной смесимости. В этом случае целесообразно нагнетать в залежь сначала оторочку обогащенного промежуточными компонентами газа, а затем проталкивать ее сухим газом. Оторочку создают размером от 1 до 40% от объема пор. Наименьшие размеры оторочки могут быть использованы при наличии однородного пласта. Наибольшие размеры оторочки необходимы на залежах, в которых коллектор характеризуется крайней неоднородностью.

На начальном этапе в области пласта, прилегающей к нагнетательным скважинам, целесообразно создать газонасыщенность для повышения охвата коллектора газом. Равномерная газонасыщенность особенно важна при создании в пласте оторочки обогащенного газа. Если в пласте имеется газонасыщенность, то закачиваемый газ устремляется во все газонасыщенные зоны (высоко и низкопроницаемые). Происходит "засасывание" нагнетаемого газа в коллектор. При этом пластовое давление возрастает и легче достигается условия смесимости нефти и газа.

Чтобы добиться равномерного поступления закачиваемого газа по пропласткам с различной проницаемостью, одного предварительного разгазирования может оказаться недостаточно. В таких случаях целесообразно попеременно нагнетать газ и воду. Вода поступает только в высокопроницаемые пропластки, снижая в них фазовую проницаемость для газа. Благодаря этому эффекту распределение закачиваемого газа по пропласткам с различной проницаемостью становится более равномерным. Количество нагнетаемой воды определяется главным образом степенью неоднородности коллектора.

Пример. В залежи легкой нефти с плотностью 780 кг/м³ и вязкостью в пластовых условиях 0,4 мПа с коллектором является пласт, состоящий из тонких прослоев песчаника, разделенных непроницаемыми глинистыми перемычками, которые прослеживаются по всей площади залежи. Средняя проницаемость пласта составляет 0,05 мкм². Проницаемость отдельных прослоев различается максимум в 3 раза. Залежь нефти представляет собой антиклинальную складку со средними углами падения пласта, составляющими 8^o. Средняя глубина залегания продуктивной части равна 2500 м, начальное пластовое давление 25 МПа, а давление насыщения нефти газом 22 МПа. Общая эффективная толщина пласта 15 м, коэффициент расчлененности 25.

Дебиты добывающих скважин колеблются от 5 до 30 т/сут, а приемистость скважин по воде всего 50-75 м³/сут при давлении на устье 10 МПа. Было принято решение разбуривать залежь с центральной части и эксплуатировать пробуренные скважины при давлениях ниже давления насыщения. Чтобы сохранить запасы растворенного газа, весь добытый попутный газ закачивался в скважину на куполе структуры. Добывающие скважины, которые бурили вдали от купола структуры, эксплуатировали при забойных давлениях выше насыщения, чтобы предотвратить разгазирование нефти во всем пласте.

Эксплуатация центральной части на режиме растворенного газа при частичной компенсации отбора закачкой привела к падению давления в этой части пласта до 19 МПа. За счет закачки газа и сегрегации выделившегося из нефти газа образовалась небольшая газовая шапка, а объем газовой фазы в пласте составил 4% от объема пор всей нефтенасыщенной части залежи. После этого в закачиваемый в пласт газ стали добавлять ШФЛУ для того, чтобы обеспечивалось смешивающееся вытеснение. Чтобы закачиваемый обогащенный газ равномерно распределялся по пропласткам с различной проницаемостью, периодически в нагнетальные скважины закачивали воду в таком количестве, чтобы на 1 м³ газа в пластовых условиях приходилось 0,2 м³ воды. Обогащенный газ закачивали до момента, при котором его объем в пластовых условиях не составил 4% от объема всего пласта. После этого перешли к закачке сухого газа с целью перемещения оторочки растворителя вниз по падению пласта. Закачку сухого газа чередовали с нагнетанием воды при соотношении вода/газ, равном 1/4. Темпы нагнетания воды и сухого газа на начальном этапе поддерживали на уровне, превышающем в 1,2 раза темпы отбора флюидов пласта, чтобы восстановить первоначальное пластовое давление. После того, как давление в газовой шапке стало равным начальному (25 МПа), отбор флюидов компенсировали закачкой на 100%
По мере выработки пласта к нагнетанию газа подключали отдельные скважины, расположенные ближе к крыльям структуры, регулируя тем самым продвижение фронта вытеснения. Эксплуатацию залежи прекратили при достижении газового фактора равного 3000 м³/т.

В целом за счет применения технологии нефтеотдача возросла на 10% благодаря чему было дополнительно добыто 30 млн.т нефти. Вместе с газом в пласт закачали 4,0 млн.т растворителя (ШФЛУ).

Источники информации:
1. Ю. П. Желтов Разработка нефтяных месторождений М. Недра, 1986 г. с. 112-120.

2. И.М.Муравьев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, М. Недра, 1970 г. с.46-50, 85-86 (прототип).

Изобретение относится к скважиной разработке нефтяных месторождений. Использование позволяет повысить нефтеотдачу пластов путем увеличения охвата коллектора вытесняющими агентами. Сущность: разбуривание залежи начинают с самой возвышенной части и эксплуатируют первые пробуренные скважины с низкими забойными давлениями для создания вокруг них зоны разгазирования, а затем, продолжая бурение новых рядов-скважин, приступают к нагнетанию газа в первые пробуренные скважины. Причем эксплуатация добывающих скважин продолжается до достижения предельного газового фиксатора. Для повышения эффекта от использования следует на первом этапе закачивать в пласт обогащенный газ в количестве от 1 до 40% от объема пор нефтенасыщенной части залежи с последующим проталкиванием созданную оторочку обогащенного газа сухим газом. На втором этапе обогащенный газ закачивают в количестве от 1,0 до 40% объема пор всей залежи, затем нагнетают сухой газ. Скважины, которые бурят на втором этапе, эксплуатируют при забойных давлениях, которые исключают разгазирование нефти во всем объеме пласта. На втором этапе в пласт попеременно с газом закачивают воду. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий разработку залежи на режиме растворенного газа, закачку в пласт газа и воды, отличающийся тем, что на первом этапе разбуривание залежи скважинами начинают с самой возвышенной части залежи и эксплуатируют эти скважины с низкими забойными давлениями для создания вокруг них зоны разгазирования, на втором этапе продолжают разбуривание залежи в зонах, расположенных ближе к ее границам, а в пробуренные скважины в присводовой части структуры осуществляют закачку газа, причем нагнетание газа продолжают до достижения предельного газового фактора. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на первом этапе добывающие скважины эксплуатируют до момента, при котором объем газовой фазы в пласте составит от 0,1 до 20,0% от объема пор всей нефтенасыщенной части залежи. 3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что на втором этапе в пласт сначала закачивают обогащенный газ, обеспечивающий достижение смешивающегося вытеснения в количестве от 1,0 до 40,0% объема пор всей залежи, а затем переходят к нагнетанию сухого газа. 4. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что скважины, которые бурят на втором этапе, эксплуатируют при забойных давлениях, которые исключают разгазирование нефти во всем объеме пласта. 5. Способ по пп.1-4, отличающийся тем, что на втором этапе в пласт попеременно с газом закачивают воду.