СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/16 E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения [см. Желтов Ю.П. "Разработка нефтяных месторождений", М., Недра, 1986, с. 259-264]. При осуществлении этого способа в пласт нагнетают воздух для создания фронта горения. Благодаря появлению в пласте фронта горения, высоковязкая нефть эффективно вытесняется за счет создания перед фронтом зоны конденсации легких углеводородов. Недостатком этого способа является необходимость нагнетания больших объемов воздуха и недостаточная безопасность процесса из-за возможности прорыва кислородосодержащего газа по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины.

Также известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий газовую и водогазовую репрессии [ см. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. "Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти". М., Недра, 1991, с. 307-313 ]. При реализации этого способа может быть достигнута высокая нефтеотдача как за счет повышения охвата пласта вытесняющим агентом, так и благодаря увеличению коэффициента вытеснения. В качестве газа используют углеводородные газы, газы горения, двуокись углерода и азот.

Недостатками этого способа является отсутствие на многих месторождениях источников газов с низким содержанием кислорода, позволяющих обеспечить безопасную эксплуатацию добывающих скважин, а также низкая безопасность метода, связанная с негерметичностью заколонного пространства в нагнетательных и добывающих скважинах, которая может привести к утечкам закачиваемого газа, в непродуктивные горизонты и на поверхность.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений, предусматривающий закачку в пласт через нагнетательные скважины воздуха [см. Газиев Г.Н. "Разработка геолого- технологического проекта воздействия на эксплуатируемые участки в условиях нефтяных месторождений Азербайджанской ССР"., Баку, издат. АН Азербайджанской ССР. 1954, с. 116-117]. Существенным преимуществом поддержания пластового давления путем закачки воздуха в пласт является неограниченность ресурсов вытесняющего агента.

Недостатками указанного метода являются низкая нефтеотдача и повышенная взрывоопасность.

Низкая нефтеотдача обусловлена тем, что при нагнетании в пласт нерегламентированного количества воздуха, последний, контактируя с нефтью, окисляет ее, увеличивает вязкость и удельный вес, и тем самым ухудшает условия вытеснения ее из пористой среды.

Кроме того, при закачке нерегламентированного количества воздуха, не весь кислород, содержащийся в воздухе, реагирует с нефтью, то есть вступает в окислительные реакции.

Концентрация "свободного", несвязанного кислорода в попутных газах при высоком газовом факторе может достигать значений, при которых газовая фаза становится взрывоопасной, что обуславливает низкую безопасность известного способа.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки нефтяных месторождений, обеспечивающего повышение коэффициента нефтеотдачи (КНО) и взрывобезопасности, за счет создания условий, при которых происходит максимально возможное связывание кислорода, содержащегося в закачиваемом воздухе, с остаточной нефтью.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из добывающих скважин и закачкой в пласт воздуха через нагнетательные скважины, согласно изобретению, темп закачки воздуха в пласт выбирают из условия обеспечения максимально возможного связывания кислорода с остаточной нефтью в процессе ее окисления до достижения содержания кислорода в газовой фазе на забое добывающих скважин не более 10 об.%.

В предпочтительных вариантах целесообразное нагнетательные скважины размещать в повышенных участках залежи; после прекращения закачки воздуха, в пласт нагнетать жидкость до достижения предельной обводненности эксплуатационных скважин; одновременно с воздухом в нагнетательную скважину закачивать жидкость; попеременно с воздухом в нагнетательную скважину закачивать жидкость; в качестве жидкости использовать тампонирующий состав; до начала закачки в нагнетательные скважины воздуха или воздуха с жидкостью осуществлять эксплуатацию на режиме истощения до достижения пластового давления, при котором фазовая проницаемость по нефти составляет не менее 3% от абсолютной проницаемости коллектора; до начала закачки воздуха в нагнетательные скважины закачивать флюид с содержанием двуокиси углерода 5-98 об.% в количестве 1- 20% от объема пор пласта.

Сущность способа заключается в следующем.

После разбуривания нефтяной залежи скважинами, одни из которых выполняют роль добывающих, а другие - нагнетательных, и вскрытия нефтенасыщенных интервалов, добывающие скважины пускают в эксплуатацию, а через нагнетательные скважины производят закачку в пласт воздуха. При этом темп нагнетания воздуха выбирают такой, чтобы обеспечить максимально возможное потребление поступающего в пласт кислорода.

При нагнетании воздуха в пласт, кислород вступает в реакцию с нефтью, остающейся позади фронта вытеснения. Поэтому на фронте вытеснения кислород отсутствует, а нефть вытесняется газом, состоящим главным образом из азота. Количество вытесненной нефти из коллектора зависит от количества прокачанного вытесняющего агента, особенно в неоднородном коллекторе. Чем больше воздуха закачивается в пласт, тем выше вероятность того, что по более проницаемым пропласткам кислород будет поступать в нагнетательные скважины до окончания вытеснения нефти из низкопроницаемых зон.

Подтверждением максимально возможного потребления кислорода является достижение содержания кислорода в газовой фазе на забое добывающих скважин не более 10 об.%.

Соблюдение вышеназванных условий позволяет исключить возможность возникновения взрывов, а отсутствие герметичности заколонного пространства и утечки воздуха не могут привести к возникновению пожаров или взрывам.

Использование в качестве вытесняющего агента воздуха позволяет извлекать нефть из низкопроницаемых коллекторов, в которые даже при значительных градиентах давления не поступает вода. Способность воздуха вытеснять нефть из низкопроницаемых зон обусловлена низкими сопротивлениями при его фильтрации в породах любого состава и отсутствием в этом агенте твердых или жидких взвешенных частиц, закупоривающих поры пласта.

Охват пласта вытесняющим газообразным агентом можно увеличить, а безопасность процесса повысить, если разместить воздухонагнетательные скважины в повышенных участках пласта. В этом случае гравитационное разделение нефти и газа будет способствовать выравниванию фронта вытеснения в неоднородном коллекторе, а количество остаточной нефти позади фронта вытеснения будет достаточным для полной утилизации кислорода, который поступает вместе с воздухом в коллектор.

Если предельная концентрация кислорода в добывающих скважинах достигнута, а заданный (прогнозируемый) КНО не достигнут, то после прекращения закачки воздуха, в пласт нагнетают жидкость с целью проталкивания созданной в пласте оторочки газа по направлению к добывающим скважинам. Причем закачку жидкости производят до достижения предельной обводненности добывающих скважин. Указанный вариант реализации способа характерен для пластов с низкой температурой, когда даже при малых темпах нагнетания воздуха возможны прорывы кислорода по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины.

Для уменьшения воздухопроницаемости высокопроницаемых зон, по которым кислород может поступать в добывающие скважины, в зависимости от геологического строения пласта, одновременно или попеременно с воздухом в нагнетательную скважину закачивают жидкость.

Для предотвращения прорывов закачиваемого воздуха, по зонам, расположенным в самой нижней части разреза объекта разработки, в пласт одновременно с воздухом закачивают жидкость.

При другом расположении в разрезе пласта зон с высокой и низкой проницаемостью воздух и воду необходимо закачивать попеременно. Закачиваемая в пласт вода может двигаться только по высокопроницаемым зонам, снижая фазовую проницаемость этих зон для газа, то есть она при такой технологии играет роль тампонирующего состава. Закачиваемый в пласт воздух имеет в несколько раз меньшую вязкость по сравнению с водой и при фильтрации в малопроницаемом коллекторе встречает меньше сопротивления вследствие меньшего взаимодействия с породой. Продолжительность циклов закачки волы и воздуха и объемы закачиваемого флюида выбираются для конкретных геолого-промысловых условий путем математического моделирования таким образом, чтобы при максимальной нефтеотдаче отсутствовали прорывы воздуха в добывающие скважины.

Если неоднородность коллектора высока настолько, что вода не предотвращает возможность прорыва кислорода в добывающие скважины, то в качестве жидкости используют тампонирующий состав. Этот состав может нагнетаться как одновременно, так и попеременно или последовательно. В зависимости от геолого-промысловых условий и свойств тампонирующего состава, конкретную технологию и объемы закачки этого агента выбирают исходя из результатов математического эксперимента. Путем математического моделирования выбирают такой вариант, который обеспечивает наибольшую нефтеотдачу и гарантирует безопасность процесса разработки.

Залежь, которая характеризуется сильно неоднородным коллектором, целесообразно до начала закачки воздуха эксплуатировать на режиме растворенного газа с целью создания начальной газонасыщенности коллектора. Начальная газонасыщенность коллектора будет способствовать более равномерной фильтрации воздуха и более полному потреблению кислорода в пласте, что повысит безопасность процесса. Эксплуатировать залежь на режиме растворенного газа возможно до снижения фазовой проницаемости по нефти не ниже 3% от абсолютной проницаемости, поскольку при меньших значениях проницаемости вытеснить нефть закачиваемым воздухом будет невозможно из-за высоких фильтрационных сопротивлений для нефти и низких для газов. Для каждого месторождения подбирают с помощью математических моделей такой уровень снижения давления, при котором достигается наивысшая нефтеотдача при отсутствии прорывов газа с высоким содержанием кислорода в добывающие скважины.

Многочисленными исследованиями установлено, что коэффициент вытеснения нефти при газовой репрессии зависит от состава закачиваемого газа. Чем больше в вытесняющем агенте концентрация компонентов, обладающих высокой растворимостью в нефти, тем выше коэффициент вытеснения. К таким компонентам относится двуокись углерода. Источником двуокиси углерода могут быть газы горения, в которых содержание CO₂ не превышает 5%, а также природные газы, в которых содержание этого компонента колеблется в широких пределах. Если до начала закачки в пласт нагнетают газы горения для предотвращения образования взрывоопасных смесей в нагнетательных скважинах и с целью увеличения коэффициента вытеснения в зонах пласта, прилегающих к нагнетательным скважинам, то концентрация CO₂ не должна превышать 5%. В дальнейшем при нагнетании воздуха концентрация CO₂ будет поддерживаться на более высоком уровне за счет реакции остаточной нефти с кислородом.

В нефтенасыщенные породы с очень низкой проницаемостью, для достижения высокого коэффициента вытеснения, необходимо нагнетать газ, который обладает максимально возможной растворимостью в нефти. В этом случае необходимо увеличивать концентрацию двуокиси углерода до 98%. Дальнейшее увеличение концентрации не приведет к росту коэффициента вытеснения нефти при любых геолого-промысловых условиях. Кроме того, дальнейшее увеличение концентрации двуокиси углерода связано с высокими затратами.

Минимальные размеры оторочки при достаточно однородном пласте могут не превышать 1% от объема пор пласта. Максимальные размеры оторочки - 20% от объема пор пласта необходимы в том случае, когда невозможно обеспечить селективное нагнетание агента в пласт, который характеризуется очень высокой неоднородностью.

Пример. В пласте, состоящем из двух гидродинамически связанных пропластков, содержится нефть, имеющая в пластовых условиях плотность 780 кг/м³, и вязкость 0,4 мПа•с. Один из пропластков имеет толщину 2 м, и проницаемость 0,5 мкм², а другой соответственно - 8 м, и 0,02 мкм². Залежь нефти залегает на глубине 2800 м. Начальное пластовое давление составляло 28 МПа, а давление насыщения нефти газом - 25 МПа. В процессе разбуривания, поддержание пластового давления не производилось и залежь эксплуатировалась на режиме растворенного газа. После окончания разбуривания залежи была построена геологическая модель продуктивных отложений, на основании которой была создана математическая модель. С помощью модели были рассчитаны различные варианты реализации воздушной репрессии. Было установлено, что закачку воздуха необходимо начинать после достижения фазовой проницаемости по нефти в малопроницаемых зонах, составляющих 15% от абсолютной проницаемости. Поскольку высокопроницаемый коллектор залегает в нижней части разреза, то воду и воздух закачивали одновременно. Темп закачки воды составил 200 м³/сут, а воздуха 10000 м³/сут. К моменту прорыва кислорода во все добывающие скважины охват высокопроницаемой части пласта составил в среднем 70% при коэффициенте вытеснения 0,6, а в низкопроницаемой части пласта охват пласта достиг 60% с коэффициентом вытеснения 0,45. В целом по залежи нефтеотдача к моменту окончания разработки составила 30%. При обычном заводнении нефтеотдача для такого месторождения не превышает 10%л

Использование: в области разработки нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи и взрывобезопасности. Сущность изобретения: осуществляют бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из добывающих скважин и закачкой в пласт воздуха через нагнетательные скважины. Темп закачки воздуха в пласт выбирают из условия обеспечения максимально возможного связывания кислорода с остаточной нефтью в процессе ее окисления до достижения содержания кислорода в газовой фазе на забое добывающих скважин не более 10 об.%. 7 з.п.ф-лы.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение скважин и вскрытие нефтенасыщенных интервалов с последующим отбором жидкости из добывающих скважин и закачкой в пласт воздуха через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что темп закачки воздуха в пласт выбирают из условия обеспечения максимально возможного связывания кислорода с остаточной нефтью в процессе ее окисления до достижения содержания кислорода в газовой фазе на забое добывающих скважин не более 10 об.%. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещают в повышенных участках залежи. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после прекращения закачки воздуха в пласт нагнетают жидкость до достижения предельной обводненности добывающих скважин. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что одновременно с воздухом в нагнетательную скважину закачивают жидкость. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что попеременно с воздухом в нагнетательную скважину закачивают жидкость. 6. Способ по любому из пп.3 - 5, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют тампонирующий состав. 7. Способ по любому из пп.1 - 6, отличающийся тем, что до начала закачки в нагнетательные скважины воздуха или воздуха с жидкостью осуществляют эксплуатацию залежи на режиме истощения до достижения пластового давления, при котором фазовая проницаемость по нефти составляет не менее 3% от абсолютной проницаемости коллектора. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что до начала закачки воздуха в нагнетательные скважины закачивают флюид с содержанием двуокиси углерода 5 - 98 об.% в количестве 1 - 20% от объема пор пласта.