СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2001 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки углеводородных залежей с отбором флюидов через добывающие и закачкой вытесняющего агента через нагнетательные скважины, которые располагают на месторождении согласно принятым схемам [1].

Известный способ мало эффективен на залежах с низко проницаемыми пропластками и характеризуется низким коэффициентом нефтеизвлечения, так как значительный объем запасов охватывается разработкой неравномерно.

Наиболее близким к заявляемому по технической сути является способ, предусматривающий разработку месторождения на первом этапе в режиме истощения (упругий режим) и переход на водонапорный режим с поддержанием пластового давления закачкой воды в продуктивные горизонты [2].

При разработке залежи на истощение происходят разделение по высоте залежи газовой и жидкой фаз и преимущественный выход газа из пласта. Практически пласт играет роль своеобразного сепаратора, отдавая газ и оставляя в порах частично разгазированную нефть. На резко неоднородных и высокопроницаемых коллекторах это приводит к низкой нефтеотдаче пласта.

При переходе на водонапорный режим с поддержанием давления путем закачки воды в продуктивный пласт выявляются следующие недостатки:
около половины запасов остается в пласте при обводненности более 99%;
большой объем закачиваемого агента (вода, газ, химреагенты) и связанные с этим высокие затраты, достигающие 25-30% себестоимости нефти;
низкий конечный коэффициент нефтеизвлечения на месторождениях с резко неоднородными коллекторами и с высокой долей запасов в низко проницаемых коллекторах.

Указанные выше недостатки имеют объективную природу, связанную с законами фильтрации одно- и многофазных систем в коллекторах при различных перепадах давлений.

Известно, что при малых линейных перепадах давления фильтрация жидкости идет исключительно по порам большого диаметра и большой проницаемости. С ростом перепада давления фильтрацией все более охватываются мелкопористые участки.

На месторождениях нефти высокие линейные перепады давления имеют место в призабойной зоне эксплуатационных и нагнетательных скважин, а низкие перепады давления - на основной площади залежи между скважинами. В зоне высоких градиентов давления вблизи забоя скважины и особенно на глубине перфорационных отверстий жидкость фильтруется через наибольшую часть пор. Этим объясняются высокая приемистость нагнетательных скважин и относительно высокие дебиты эксплуатационных скважин в начале разработки залежи. В глубине залежи между скважинами, где низкие градиенты давления, фильтрация жидкости идет только по высокопроницаемой части коллектора, что и определяет в дальнейшем дебиты скважин, охват запасов воздействием и остаточную нефтенасыщенность.

Повышение эффективности разработки возможно путем создания значительных градиентов давления в глубине пласта.

Задачей изобретения является создание при давлениях в пласте ниже давления насыщения режима пенного течения нефтегазовой смеси, при котором обеспечивается максимальный коэффициент нефтеотдачи.

Поставленная задача решается тем, что при разработке нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами на разрабатываемом участке залежи в эксплуатационных скважинах определяют зависимость газового фактора от величины депрессии на пласт при пластовом давлении ниже давления насыщения и при достижении постоянства во времени газового фактора, соответствующего начальному пластовому давлению, залежь разрабатывают в режиме истощения с поддержанием в эксплуатационных скважинах депрессии на пласт, обеспечивающей это постоянство.

При невозможности создания депрессии на пласт, обеспечивающей поддержание газового фактора на уровне начального пластового давления, залежь разрабатывают в водонапорном режиме до обводнения продукции в эксплуатационных скважинах, после чего залежь переводят в разработку в режиме истощения.

В обоих вариантах при разработке залежей в режиме истощения при невозможности создания депрессии, обеспечивающей поддержание газового фактора на уровне начального пластового, залежь переводят в разработку в водонапорном режиме, при этом режимы чередуют до экономически целесообразной выработки залежи.

Следует учитывать, что из-за естественной неоднородности коллекторов значения газового фактора во времени колеблются около среднего значения, которое соответствует начальному пластовому, то есть отличается от него незначительно.

Для реализации способа при исследовании коллекторских свойств залежи определяют значение градиента давления, при котором выполняется режим пенного течения. Требуемая величина градиентов давления в пласте обеспечивается поддержанием пониженных забойных давлений в эксплуатационном фонде скважин.

В тех случаях, когда по результатам исследований в высокопроницаемой части коллектора пенный режим течения обеспечить невозможно, на первом этапе из этих пор запасы нефти отбирают в водонапорном режиме, после чего осуществляют переход на режим пенного течения газожидкостной смеси при разработке залежи на истощение.

На практике выход на пенный режим течения газожидкостной смеси в пласте контролируется по газовому фактору. Поскольку в пенном режиме фильтрации не происходит перераспределения фаз по высоте с опережающим выходом газа в эксплуатационные скважины, то газовый фактор нефти должен быть относительно стабильным при снижении забойного и пластового давлений ниже давления насыщения.

Повышение нефтеизвлечения из низкопродуктивных коллекторов обеспечивается за счет различного характера распределения давления в теле пласта при разработке в водонапорном режиме и в режиме растворенного газа, с одной стороны, и повышенной скорости фильтрации, с другой стороны.

В частности, при водонапорном режиме разработки градиенты давления в теле пласта, удаленном от нагнетательных и эксплуатационных скважин, составляют менее 2·10^-3 МПа/м. В режиме растворенного газа величина градиентов давления регулируется от 2·10^-3 до 0,02-0,2 МПа/м в зависимости от величины начального пластового давления и предельно допустимого забойного давления. Широкий регулируемый диапазон градиентов давления в пласте позволяет выходить на пенный режим течения, который возникает при скоростях горизонтальной фильтрации жидкости, больших, чем скорость вертикальной фильтрации газа.

После падения пластового давления ниже значения, когда градиенты давления уже не обеспечивают пенный режим течения, остаточная нефтенасыщенность в пласте может быть уменьшена переходом на водонапорный режим. При этом эффективность заводнения возрастает, так как она теперь осуществляется при градиентах давления в пласте 0,02-0,2 МПа/м по сравнению с 2·10^-3 МПа/м на начальной стадии разработки.

Выбор режима разработки и обоснование минимального градиента давления для осуществления пенного режима фильтрации можно выполнить при исследованиях керна. Для этого необходимы фильтрационные характеристики керна, включая определение коэффициента нефтеотдачи, проводить на реальных пластовых нефтях в широком диапазоне градиентов давления и с обязательным определением газового фактора отбираемой нефти.

В частности, при лабораторных исследованиях образцов керна с проницаемостью по воздуху 80 милидарси при градиентах давления выше 0,12 МПа/м газовый фактор оставался практически неизменным, а коэффициент нефтеотдачи в режиме растворенного газа достиг 0,51 при снижении давления нефти в модели на 60% ниже давления насыщения.

На образцах керна 400.800 милидарси пенный режим фильтрации не обеспечивался, коэффициент нефтеотдачи составлял 0,12-0,26, а газовый фактор возрастал в 3 и более раз от начального значения. Те же образцы в водонапорном режиме обеспечивали коэффициент нефтеотдачи 0,3-0,6. При этом, если в водонапорном режиме было вытеснено нефти менее чем из 50% перового объема, то последующая выработка на истощение проходила в режиме пенной фильтрации. Дополнительная нефтеотдача составляла 0,1-0,3 от остаточных запасов нефти. Это достигалось за счет того, что в процессе разгазирования нефти в порах газ вытеснял остаточную нефть и воду из промытых участков.

При снижении давления объем остаточной нефти и выделяющегося газа увеличится в 2 раза в случае низкого коэффициента растворимости ~5 м³/МПа. При этом энергии выделяющегося газа будет достаточно, чтобы выдавить из него объем жидкости, равный начальному объему остаточной пластовой нефти. Следовательно, экономически выгодно переходить на режим пенной фильтрации в тех случаях, когда в водонапорном режиме нефтеотдача на рассматриваемом участке менее 50%, а высокопроницаемая часть порового пространства заполнена водой.

В качестве критерия режима фильтрации следует использовать величину отклонения текущего значения газового фактора нефти при давлениях на забое ниже давления насыщения от первоначального значения. Если в большей части перового объема при заданном градиенте давления происходит разделение фаз, то газовый фактор будет возрастать от времени, превышая начальное значение в два и более раз. Постоянство газового фактора нефти при давлениях на забое скважин ниже давления насыщения, либо снижение газового фактора от повышенного значения к начальному при росте градиента давления указывает на установление в пласте режима пенной фильтрации газожидкостной системы.

Пример 1. Рассмотрим результаты исследования скважины N 300 Варынгского месторождения, пласт БВ₁₃. На штуцере 3 мм при забойном давлении 15,8 МПа и градиенте давления 0,08 МПа/м в радиусе питания скважины 10 м скважина работала с дебитом 8,2 м³/сут. Газовый фактор нефти 75 м³/м³, давление насыщения 11,2 МПа. На штуцере 6 мм отборы нефти возросли до 38,5 м³/сут. При этом в течение 3 часов газовый фактор возрос до 139 м³/м³, а через двое суток до 600 м³/м³. Давление на забое снизилось до 10,7 МПа, а градиент давления составил 0,57 МПа/м. В процессе дальнейшего снижения забойного давления до 8,6 МПа газовый фактор снизился до 220 м³/м³ при градиенте давления 0,78 МПа/м. Следовательно, режим пенной фильтрации может быть достигнут лишь при высоких градиентах давления, что технически сложно поддерживать в течение всего периода разработки. Залежь следует на первой стадии разрабатывать в водонапорном режиме, а при обводнении добывающих скважин перейти на режим истощения.

Пример 2. Скважина 1553 Варынгского месторождения, пласт БВ₁₃. Начальный газовый фактор 243 м³/м³, давление насыщения 16,4 МПа. На штуцере 4 мм газовый фактор за 4 часа вырос с 220 до 713-1300 м³/м³. Забойное давление составляло 14,6 МПа, а градиент давления в зоне питания 10 м характеризуется величиной 0,34 МПа/м, при переходе на штуцер 6-12 мм газовый фактор снизился до 290-340 м³/м³ при градиентах давления выше 0,45 МПа/м. Следовательно, при поддержании перепада давления между пластом и забоем скважины в 4,5 МПа залежь эффективнее разрабатывать в режиме растворенного газа (режим разработки на истощение).

Источники информации
1. Патент РФ N 2030567, кл. E 21 B 43/20, 1992.ю
2. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова, М. : Недра, 1974, с. 61-106.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в т.ч. низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает создание в пласте ниже давления насыщения режима пенного течения нефтегазовой смеси, обеспечивающего максимальный коэффициент нефтеотдачи. Сущность изобретения: по способу на разрабатываемом участке залежи в эксплуатационных скважинах определяют зависимость газового фактора от величины депрессии на пласт при пластовом давлении ниже давления насыщения и при достижении постоянства во времени газового фактора, соответствующего начальному пластовому давлению, залежь разрабатывают в режиме истощения с поддержанием в эксплуатационных скважинах депрессии на пласт, обеспечивающей это постоянство. При невозможности создания депрессии на пласт, обеспечивающей поддержание газового фактора на уровне начального пластового давления, залежь разрабатывают в водонапорном режиме до обводнения продукции в эксплуатационных скважинах. Затем залежь переводят в разработку в режиме истощения. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами, отличающийся тем, что на разрабатываемом участке залежи в эксплуатационных скважинах определяют зависимость газового фактора от величины депрессии на пласт при пластовом давлении ниже давления насыщения и при достижении постоянства во времени газового фактора, соответствующего начальному пластовому давлению, залежь разрабатывают в режиме истощения с поддержанием в эксплуатационных скважинах депрессии на пласт, обеспечивающей это постоянство. 2. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами по п. 1, отличающийся тем, что при разработке залежи в режиме истощения и при невозможности создания депрессии, обеспечивающей поддержание газового фактора на уровне начального пластового, залежь переводят в разработку в водонапорном режиме, при этом режимы чередуют до экономически целесообразной выработки залежи. 3. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемыми коллекторами, отличающийся тем, что при невозможности создания депрессии на пласт, обеспечивающей поддержание газового фактора на уровне начального пластового давления, залежь разрабатывают в водонапорном режиме до обводнения продукции в эксплуатационных скважинах, после чего залежь переводят в разработку в режиме истощения.