СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1998 года по МПК 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 процессом вытеснения.

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

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт газа [2]. За счет продувки пласта газом нефтеотдачи может достигнуть 40%.

Недостатком этого способа является низкий охват пласта вытесняющим агентом и недостаточно высокий коэффициент вытеснения нефти.

Так же известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт оторочки растворителя, проталкиваемой по пласту газом [3]. В указанном способе с целью повышения охвата пласта используется периодическая закачка в пласт воды.

Недостатком этого способа является низкий охват малопроницаемых зон пласта растворителем, в результате чего резко увеличивается расход вытесняющих агентов для достижения высокой нефтеотдачи.

Задачей данного изобретения является увеличение нефтеотдачи при вытеснении нефти газом и снижение удельного расхода газа и растворителя за счет повышения охвата пласта газообразным вытесняющим агентом. Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем поэтапную эксплуатацию залежей нефти на режиме растворенного газа и попеременное нагнетание в пласт жидкости и газа, согласно изобретению на первом этапе залежь эксплуатируют на режиме растворенного газа до достижения в пласте газонасыщенности от 1 до 50 процентов от объема нефти в пласте, а на втором этапе в пласт закачивают циклически газ и жидкость, причем в каждом цикле жидкость подают в пласт в количестве 20-80 процентов от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта.

В предпочтительных вариантах:
предварительно до начала закачки газа в пласт подают жидкость; в качестве жидкости используют тампонирующий состав; после прорыва жидкости в отдельные добывающие скважины их эксплуатацию прекращают до нагнетания всего объема жидкости; жидкость подают в пласт через нагнетательные и добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемой жидкости; в каждом цикле прекращают эксплуатацию тех добывающих скважин, в которые произошел прорыв газа, до закачки всего объема газа; в каждом цикле газ закачивают как и нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа; после прорыва газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость; в первых циклах в пласт подают газ, состав которого обеспечивает полную смешиваемость с нефтью; газ подают в объеме, составляющем 3-40 процентов от объема пор коллектора; после нагнетания газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, закачивают газ с растворимостью, уменьшающейся в последующих циклах.

Благодаря осуществлению на первом этапе эксплуатации на режиме растворенного газа до достижения газонасыщенности пласта, составляющей от 1 до 50 процентов от объема нефти в пласте, обеспечивается полная смесимость нефти и закачиваемого газа в пласте. При этом создается оторочка, эффективность вытеснения нефти которой может достигать 100%.

В зависимости от строения коллектора в каждом цикле количество подаваемой жидкости может изменяться от 20 до 80% от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта. При таком подходе количество закачиваемой жидкости зависит от режущих показателей разработки и может меняться от цикла к циклу, обеспечивая высокий охват пласта газом на каждом этапе эксплуатации залежи.

При определенном строении нефтенасыщенного коллектора в каждом цикле в пласт сначала подают жидкость, а затем закачивают газ, что обеспечивает более высокий охват пласта газом в предварительно разгазированном пласте.

Использованием в качестве жидкости специальных тампонирующих составов при перекрытии зон с аномально высокой проницаемостью достигается сжижение удельного расхода воды и газа. При конкретных геологических условиях реализации технологии с целью нейтрализации неоднородности пласта по площади после прорыва жидкости в отдельные добывающие скважины их эксплуатацию прекращают до нагнетания всего объема жидкости; жидкость подают в пласт через нагнетательные скважины и добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемой жидкости; в каждом цикле прекращают эксплуатацию тех добывающих скважин, в которые прорвался газ, до закачки всего объема газа; в каждом цикле закачивают как в нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа; после прорыва газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость.

Если попутный газ не обеспечивает высокого коэффициента вытеснения, то, например, во втором цикле в пласт подают газ, состав которого обеспечивает полную смешиваемость с нефтью. При ограниченности ресурсов растворителя объем газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, составляет 3-40% от объема пор коллектора. Для наиболее полного извлечения нефти из коллектора путем создания стабильной оторочки растворителя после нагнетания газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, закачивают газ, растворимость которого в нефти уменьшается в последующих циклах. Способ осуществляют следующим образом.

Залежь на первом этапе эксплуатируют на режиме растворенного газа путем отбора жидкости из пласта с темпом, обеспечивающим сохранность призабойной зоны. Благодаря снижению пластового давления происходит разгазирование нефти в малопроницаемых зонах коллекторов. За счет выделения и расширения газа нефть из малопроницаемых зоне вытесняется в высокопроницаемые и уже по высокопроницаемых зонам и трещинам течет к добывающим скважинам. При этом нефтенасыщенность в высокопроницаемых зонах может быть выше, чем в низкопроницаемых из-за различий в кривых фазовых проницаемостей для этих зон. Благодаря снижению пластового давления часть трещин смыкается, что способствует выравниванию проницаемости различных зон пласта.

Эксплуатация залежи на режиме растворенного газа продолжается до достижения газонасыщенности, составляющей от 1 до 50% от объема нефти в пласте. Наименьшее значение газонасыщенности (1%) принимается в том случае, когда очень легкая нефть залегает в относительно неоднородном пласте с высокой фазовой проницаемостью по газу. В этом случае для вытеснения нефти из газа с пониженной проницаемостью требуется очень малая газонасыщенность. Наибольшее значение газонасыщенности (50%) необходимо в том случае, когда процесс осуществляется в пласте с низкой нефтенасыщенностью. При более низких значениях газонасыщенности (менее 1%) фазовая проницаемость для газа настолько низка, что этот агент перестает фильтроваться в низкопроницаемых зонах. Если газонасыщенность превышает верхний предел (50%), то это значит, что из нефти извлекались углеводородные компоненты, способствующие достижению лучшей смесимости закачиваемого газа и нефти. Поэтому при нагнетании газа на втором этапе придется эти компоненты снова возвращать в коллектор.

Вытеснение нефти тем эффективнее, чем большая газонасыщенность достигнута в малопроницаемых зонах коллектора. Однако не во всех случаях можно достичь низкого пластового давления по геологическим или техническим причинам. Так, например, существенное снижение пластового давления может привести к смятию скважин, разрушение цементного кольца за обсадной колонной или нежелательному опусканию земной поверхности. Кроме того, используемое для откачки нефти из скважины оборудование может оказаться неэффективным при больших газовых факторах и низких пластовых давлениях. В этих случаях задаются предельно низким пластовым давлением, до которого залежь эксплуатируется на режиме растворенного газа. После достижения предельного значения пластового давления переходят к попеременному нагнетанию жидкости и газа.

На втором этапе в пласт подают циклически газ и жидкость, в качестве газа можно использовать углеводородные газы, двуокись углерода, газы горения, азот и другие газообразные при пластовых условиях агенты. Закачиваемый в пласт газ фильтруется по всему объему пласта, так как во всем объеме коллектора достигнута высокая газонасыщенность. Причем газ будет сначала фильтроваться по малопроницаемым зонам, вытесняя нефть в высокопроницаемые, за счет чего достигается высокий охват пласта газом. Однако, по мере продувки коллектора газом этот агент все больше и больше прорывается по высокопроницаемым зонам и трещинам. Газовый фактор возрастает и эффективность вытеснения нефти снижается.

С целью снижения проводимости высокопроницаемых зон в пласт подают жидкость. Наиболее простым случаем является использование в качестве жидкости воды. Воду закачивают до ее прорыва по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины. После прорыва воды проводимость высокопроницаемых зон снижается в несколько раз. После этого снова переходят на закачку в пласт газа. По мере продувки пласта газом вода высокопроницаемых зон выдавливается в добывающие скважины, а газовый фактор резко возрастает. Для восполнения вытесненной из высокопроницаемых зон воды цикл повторяют. Снова подают в пласт воду до ее прорыва в добывающие скважины, а затем возобновляют нагнетание газа.

Если на первом этапе разработки залежи (на режиме растворенного газа) отобрано количество нефти, то для снижения расхода газа целесообразно начинать второй этап с закачки в пласт жидкости. Нагнетаемая жидкость будет поступать главным образом в высокопроницаемые зоны и снижать проводимость этих зон для газа. За счет снижения проводимости высокопроницаемых зон существенно снизится удельный расход газа.

Разбуривание залежей нефти осуществляется в течение длительного времени. По мере разбуривания в разработку включаются новые объемы пласта. Те площадки залежи, которые были разбурены в первую очередь, истощаются раньше. На этих площадях в первую очередь переходят к реализации второго этапа технологии: нагнетанию газа. Постепенно к закачке газа переходят и на тех площадях, которые разбуривались позднее. Постепенный ввод площадей под закачу дает возможность более полно использовать ресурсы попутного газа.

Приемистость нагнетательных скважин и продуктивность добывающих зависят от состояния призабойной зоны. Если жидкость подается в пласт до ее прорыва в добывающие скважины, то наиболее проницаемые зоны коллектора перекрываются и проводимость призабойных зон резко снижается. Падает приемистость нагнетательных скважин по газу и уменьшаются дебиты добывающих скважин по нефти. Для предотвращения этих нежелательных явлений в пласт нагнетают жидкость в количестве от 20 до 80% от объема вытесненной нефти из высокопроницаемых зон. Минимальное количество (20%) подают в пласт в каждом цикле в том случае, когда высокопроницаемые зоны представлены главным образом трещинами. Если количество подаваемой жидкости будет меньше 20%, то такую "пробку" закачиваемый газ легко выдавит в добывающие скважины и эффекта не будет. Максимальное количество жидкости закачивают в пласт, в котором высокопроницаемые зоны представлены отдельными слоями, имеющими хорошую гидродинамическую связь с низкопроницаемыми зонами. При использовании оторочек размером более 80% произойдет прорыв жидкости в добывающие скважины.

При наличии в пласте трещин или зон с аномально высокой проницаемостью нагнетание воды может оказаться неэффективным из-за прорывов жидкости в добывающие скважины. Закачиваемая жидкость будет вытесняться газом, прорывающимся по высокопроницаемым зонам, в результате чего резко возрастают удельные расходы воды и газа. С целью предотвращения прорывов вытесняющих агентов целесообразно применять различные тампонирующие составы, имеющие низкую подвижность в высокопроницаемых зонах. В качестве тампонирующих составов можно использовать полимерные растворы, эмульсии, высоковязкие нефти и другие агенты. Объем закачиваемого в пласт тампонирующего состава зависит от геологического строения залежи и свойств коллекторов. При незначительной расчлененности пласта и небольшом объеме высокопроницаемых зон количество подаваемого в пласт тампонирующего состава будет наименьшим, так как в этом случае достаточно изолировать пропластки с высокой проводимостью. Наибольшее количество тампонирующего состава требуется подавать в пласт, если расчлененность коллектора незначительна и существует хорошая гидродинамическая связь между прослоями и зонами различной проницаемости. В последнем случае объем подаваемого в пласт тампонирующего состава должен быть сравним с объемом пор высокопроницаемых зон коллектора и составит 80% от объема вытесненной из этих зон нефти.

Тампонирующий состав подают в пласт попеременно с газом. Количество и вязкость состава должны зависеть от объема и проводимости высокопроницаемых зон. Чем ниже подвижность тампонирующего состава, тем меньше его требуется для реализации процесса и тем большее количество циклов должно быть реализовано.

Коллекторы неоднородны как по толщине, так и по площади. При площадной неоднородности закачиваемая жидкость прорывается не во все добывающие скважины одновременно. Различия в проводимости пласта в разных направлениях могут существенно отличаться. В таких случаях после прорыва закачиваемой жидкости в отдельные добывающие скважины их останавливают до закачки всего объема жидкости в пласт. В некоторых случаях прорыв жидкости в отдельные добывающие скважины может происходить по трещине или зонам с аномально высокой проницаемостью. При такой динамике обводнения воду закачивают в те добывающие скважины, в которые произошел быстрый прорыв закачиваемой воды. Закачка воды в обводнившиеся добывающие скважины продолжается до нагнетания всего запланированного объема воды.

Закачиваемый в пласт газ должен охватить максимальный объем коллектора. Однако маловязкий вытесняющий агент при наличии зон с аномальной поверхностью быстро прорывается к добывающим скважинам. В этом случае необходимо останавливать те добывающие скважины, в которые прорвался вытесняющий агент. Добывающие скважины останавливаются до закачки всего запланированного объема газа.

Если конструкция добывающих скважин и система подачи газа позволяют переводить остановленные скважины под нагнетание, то в каждом цикле газ закачивают как в нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа. После закачки всего объема газа нагнетательные скважины переводят на закачку жидкости.

Прорыв закачиваемого газа в отдельные добывающие скважины может быть обусловлены тем, что высокопроницаемые зоны находятся в области дренирования этих скважин. В таких случаях после прорыва закачиваемого газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость. Закачка жидкости продолжается в течение всего срока нагнетания жидкости этого цикла.

Эффективность вытеснения нефти попутным газом зависит главным образом от состава этих флюидов и пластового давления. Если коэффициент вытеснения нефти газом низок, то целесообразно использовать оторочку обогащенного газа или растворителя, проталкиваемую "сухим" газом. При этом соотношение оторочки растворителя и сухого газа должно обеспечивать полное смешивание с пластовой нефтью. С этой целью в первых циклах второго этапа разработки в пласт подают растворитель и газ, а в остальных циклах используется "сухой" газ для проталкивания растворителя к добывающим скважинам. Общий объем растворителя должен обеспечить смешивающееся вытеснение нефти из всего охваченного объема пласта.

Если объем малопроницаемых зон велик, а проводимость высокопроницаемых зон эффективно снижается благодаря закачке жидкости, то для эффективного вытеснения нефти из малопроницаемых зон достаточно подать в пласт оторочку растворителя в количестве от 3 до 40% от объема пор коллектора. Минимальное количество растворителя (3% от объема пор) закачивают в том случае, когда зоны с различной проницаемостью разделены непроницаемыми пропластками. Если объем малопроницаемых зон велик, а между участками с различной проницаемостью отсутствуют непроницаемые границы, то объем оторочки должен быть максимальным (40% от объема пор). При количестве растворителя меньшем, чем 3% от объема пор эффективность вытеснения нефти резко снижается даже в однородных лабораторных моделях пластов. Если количество растворителя превышает 40% от объема пор коллектора, то происходит прорыв растворителя в добывающие скважины.

При определенном строении коллектора может оказаться недостаточной подача растворителя в нескольких первых циклах закачки газа. Закаченный в первых циклах растворитель изменит состав остаточной нефти в зонах с наименьшей проницаемостью, но будет недостаточен для создания условий полной смесимости. В этом случае состав закачиваемого газа в циклах меняется постепенно от "жирного" к "сухому". В каждом последующем цикле состав газа подбирается таким образом, чтобы создавались условия для смешивающегося вытеснения при новом составе остаточной нефти и текущем пластовом давлении.

Список использованной литературы:
1. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, с. 112-120.

2. Сургучев М. Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти, М.: Недра, 1991, с. 61 - 69.

3. Ибрагимов Г. З. и др., Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 307 - 313.

По способу разработки нефтяных месторождений залежи нефти эксплуатируют на режиме растворенного газа. В пласт попеременно нагнетают жидкость и газ. На первом этапе залежь эксплуатируют на режиме растворенного газа до достижения в пласте газонасыщенности от 1 до 50% от объема нефти в пласте. На втором этапе в пласт закачивают циклически газ и жидкость. В каждом цикле жидкость подают в пласт в количестве 20 - 80% от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта. Это позволяет увеличить нефтеотдачу при вытеснении нефти газом и снизить удельный расход газа и растворителя за счет повышения охвата пласта газообразным вытесняющим агентом. 10 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий поэтапную эксплуатацию залежей нефти на режиме растворенного газа и попеременное нагнетание в пласт жидкости и газа, отличающийся тем, что на первом этапе залежь эксплуатируют на режиме растворенного газа до достижения в пласте газонасыщенности от 1 до 50% от объема нефти в пласте, а на втором этапе в пласт закачивают циклически газ и жидкость, причем в каждом цикле жидкость подают в пласт в количестве 20 - 80% от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно до закачки газа в пласт подают жидкость. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют тампонирующий состав. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после прорыва жидкости в отдельные добывающие скважины их эксплуатацию прекращают до окончания нагнетания всего объема жидкости. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что жидкость подают в пласт через нагнетательные и добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемой жидкости. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в каждом цикле прекращают эксплуатацию тех добывающих скважин, в которые произошел прорыв газа, до окончания закачки всего объема газа. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в каждом цикле газ закачивают как в нагнетательные скважины, так и в те добывающие скважины, в которые произошел прорыв закачиваемого газа. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что после прорыва газа в отдельные добывающие скважины в них начинают нагнетать жидкость. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первых циклах в пласт подают газ, состав которого обеспечивает полную смешиваемость с нефтью. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что газ подают в объеме, составляющем 3 - 40% от объема пор коллектора. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что после нагнетания газа, обеспечивающего полную смешиваемость с нефтью, закачивают газ с растворимостью, уменьшающейся в последующих циклах.