СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей посредством закачки в пласт вытесняющих агентов, где увеличение нефтеотдачи достигается как за счет поддержания в объекте разработки упругого режима фильтрации и повышения отмывающих свойств закачиваемого агента, так и регулированием направлений фильтрационных потоков. Его применение рекомендуется на залежах с повышенной вязкостью пластовых нефтей и развитой неоднородностью по напластованию пластов.

Известен способ водогазового воздействия на пласт /1/, включающий закачку созданной эжектором водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добавку в водогазовую смесь пенообразующих поверхностно-активных веществ. Способ отличается тем, что пенообразующие свойства водогазовой смеси повышают увеличением концентрации поверхностно-активных веществ и(или) добавкой поверхностно-активных веществ с более высокой пенообразующей способностью.

Существует способ добычи нефти /2/, предполагающий эксплуатацию двух взаимодействующих скважин, одна из которых является добывающей, другая нагнетательной, причем регулирование отбираемых объемов воды и газа проводят изменением подачи воды и(или) количеством подключаемых добывающих скважин. Структуру и свойства закачиваемой в пласт водогазовой дисперсии изменяют, регулируя размер пузырьков газа в смеси от 1 до 10 мкм, соотношение объемов воды и газа в пределах от 1/1 до 1/10 соответственно, давление закачки от 100 до 300 атм.

На поздней стадии разработки нефтяной залежи определяющим фактором становится снижение темпов обводнения продукции скважин. Повышению нефтесодержания пластовой продукции за счет тампонирования наиболее проницаемых пропластков посвящен способ разработки нефтяных месторождений /3/, основанный на попеременном нагнетании в пласт жидкости и газа, причем жидкость подается в пласт через нагнетательные и добывающие скважины, в которых произошел прорыв закачиваемой жидкости, газ закачивается как в нагнетательные, так и в те добывающие скважины, в которых произошел прорыв закачиваемого газа, а в качестве жидкости используют тампонирующий состав. Жидкость подают в пласт в количестве 20-80% от объема нефти, вытесненной из высокопроницаемых зон пласта, газ подают в объеме, составляющем 3-40% от объема пор коллектора.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи /4/, в котором закачка воды и газа в нагнетательные скважины осуществляется в виде водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции, а повышение эффективности разработки основано на увеличении проникающей способности водогазовой смеси при уменьшении опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключении в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных зон коллектора. Изменение направления фильтрационных потоков достигается регулированием вязкости закачиваемой смеси, что позволяет поднять фильтрационные сопротивления наиболее проницаемых и промытых интервалов пласта и отдельных включений, в которые в первую очередь поступает смесь с повышенной вязкостью. Регулирование вязкости смеси осуществляется посредством изменения газосодержания смеси при ее образовании. Установлено, что степень повышения аэрации в 2-5 раз является оптимальным интервалом для снижения приемистости нагнетательной скважины в 1,5-2,5 раза и позволяет при повышении давлении нагнетания в 1,1-1,5 раза увеличить степень вытеснения нефти из модели пласта проницаемостью 0,110 мкм² с 52 до 69%.

Недостатком прототипа, как и аналогов, является то обстоятельство, что в них в недостаточной степени используется наиболее продуктивный принцип комплексности воздействия на неоднородный коллектор, содержащий трудноизвлекаемые запасы нефти, а именно одновременного повышения отмывающих способностей закачиваемых флюидов и увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, смены направленности фильтрационных потоков и увеличения коэффициента охвата вытеснением, тампонирования наиболее проницаемых водонасыщенных прослоев коллектора и снижения обводненности добываемой продукции.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки за счет газонасыщения наиболее проницаемых (и, соответственно, наиболее промытых, если в залежь закачивалась вода) пропластков, снижения в них вязкостных характеристик остаточной нефти и вытеснения ее к забоям добывающих скважин, в последующем повышения фильтрационных сопротивлений этих интервалов и исключения их из фильтрационных каналов движения флюидов, оперативного регулирования направлений основных потоков фильтрации и выравнивания фронта вытеснения пластовой нефти.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ разработки включает в себя два этапа. На первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в две нагнетательные скважины. Закачка осуществляется до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из скважин добывающего фонда. Критерием устойчивого повышения газового фактора считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала реализации способа. В процессе закачки газа оценивается также приемистость каждой из нагнетательных скважин. После этого переходят к реализации второго этапа.

Второй этап состоит из последовательных циклов закачки оторочек водогазовой смеси и воды в нагнетательные скважины. В нагнетательную скважину, обладающую большей приемистостью, закачивается водогазовая смесь повышенной вязкости, с газосодержанием, превышающем газосодержание смеси базового состава, в 2-3 раза. Для устойчивости пенообразования в воду добавляются поверхностно-активные вещества, например ОП-10 или АФ9-12 с концентрацией в водной фазе водогазовой смеси 0,1-5,0 масс.%.

В нагнетательную скважину меньшей приемистости закачивается водогазовая смесь базового состава с газосодержанием около 25% в термобарических условиях, приведенных к пластовым условиям рассматриваемой залежи. Поверхностно-активные вещества при этом не добавляются.

Объем водогазовых оторочек, закачиваемых в каждом цикле, составляет 1-2% от объема газа в пластовых условиях, закаченного на первом этапе реализации способа.

Второй оторочкой каждого цикла в каждую нагнетательную скважину закачивается вода в объеме, составляющем 5% от объема газа в пластовых условиях, закаченного в пласты на первом этапе. В процессе закачки второй оторочки каждого цикла также оценивается приемистость каждой из нагнетательных скважин.

В дальнейшем этапы повторяются, причем в каждом цикле при закачке первой оторочки выбирается нагнетательная скважина с худшей приемистостью по результатам замеров предыдущего цикла, и в нее закачивается водогазовая смесь меньшей вязкости, а в нагнетательную скважину с большей приемистостью закачивается водогазовая смесь повышенной вязкости.

В качестве газовой фазы для закачки в пласт могут использоваться попутный природный газ или их смеси.

Физическая сущность изобретения состоит в следующем.

Углеводородные газы при нагнетании их в нефтенасыщенный коллектор ввиду наличия эффекта частичной или полной взаимной смешиваемости с пластовой нефтью обладают лучшими отмывающими и вытесняющими способностями, чем применяемая в системе ППД вода. С другой стороны, из-за большой разности в вязкостях между газом и нефтью, газ обладает большей проникающей способностью и в случае его закачки в пласт без буферных (экранирующих) оторочек будет прорываться к забоям добывающих скважин при реализации весьма малого коэффициента охвата вытеснением. Наконец, известно, что газожидкостные смеси, или пенные системы, обладают повышенными вязкостными свойствами, или псевдовязкостью, которая при определенных значениях газосодержания может существенно превышать вязкости составляющих компонентов /5, 6/.

На этих основных закономерностях основан эффект улучшения показателей разработки при реализации данного способа разработки.

При закачивании газа в нагнетательные скважины на первом этапе способа, в первую очередь им будут заполняться наиболее проницаемые, а в случае внедрения способа на объектах эксплуатации с уже действующей системой ППД - наиболее промытые пропластки и системы трещин. Будет происходить вытеснение нефти (остаточной в случае реализации способа на истощенных объектах) к забоям добывающих скважин, причем достигаемый коэффициент вытеснения будет выше, чем при вытеснении водой за счет растворения газа в нефти, снижения вязкости последней и реализации режима ограниченной смешиваемости. Достигаемый на этом этапе коэффициент охвата вытеснением будет невысок.

Устойчивый рост газового фактора на одной или нескольких добывающих скважинах сигнализирует о том, что наиболее проницаемые прослои и включения, по которым в первую очередь происходит фильтрация пластовых флюидов при наличии градиента давления, насыщены газовой фазой до уровня газонасыщенности, при котором фазовая проницаемость по нефти снизилась до нуля.

Дальнейшая технология воздействия направлена на достижение максимального коэффициента охвата вытеснением при поддержании равномерного фронта вытеснения пластовой нефти. Это достигается циклическим режимом нагнетания водогазовых смесей и воды и попеременной закачкой водогазовых смесей с разной вязкостью в соответствующие нагнетательные скважины с отличающейся друг от друга приемистостью в каждом цикле воздействия.

В связи с высокой степенью развития зональной и послойной неоднородности залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти, степень приемистости нагнетаемых агентов будет существенно отличаться между скважинами. Это в свою очередь способствует неравномерности продвижения фронта вытеснения пластовой нефти к забоям добывающих скважин, снижению степени выработанности пласта и достигаемому коэффициенту нефтеотдачи. Для газовых методов воздействия на пласт это особо злободневно, т.к. газовые агенты в связи со своей высокой подвижностью обладают повышенной склонностью к «языкообразованию» при фильтрации.

Для минимизации возможных негативных последствий в процессе реализации первого этапа и в дальнейшем в каждом цикле второго этапа определяется приемистость каждой из нагнетательных скважин, задействованных в реализации способа. В дальнейшем, в случае использования двух нагнетательных скважин, в скважину с большей приемистостью закачивают смесь с повышенным газосодержанием и псевдовязкостью, а в скважину с меньшей приемистостью - смесь базового состава с газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи. Причем в водогазовую смесь повышенной вязкости и газосодержания добавляют поверхностно-активное вещество для стабилизации вязкостных свойств полученной пенной системы.

Водогазовая смесь повышенной вязкости увеличивает фильтрационные сопротивления наиболее проницаемых прослоев, куда она поступает в первую очередь, выравнивая таким образом фронт вытеснения пластовой нефти. Водогазовая смесь базовой вязкости осуществляет «четочную» форму фильтрации по нефтенасыщенному коллектору, в процессе чего происходит доотмыв остаточной нефти с коэффициентом вытеснения выше реализуемого при вытеснении нефти водой, и с коэффициентом охвата вытеснением выше реализуемого при вытеснении нефти газом.

Закачиваемые в каждом цикле оторочки воды выполняют роль экранов («буферов») и способствуют более равномерному продвижению водогазовых оторочек в поровом объеме. Кроме того, рост фильтрационных сопротивлений высокопроницаемых прослоев при насыщении их высоковязкими смесями позволяет повысить реализуемое давление нагнетания воды. При этом профиль приемистости скважины меняется, закачиваемые оторочки воды поступают в менее проницаемые интервалы и вовлекают в процесс дренирования новые малопроницаемые прослои.

Способ осуществляют в следующей последовательности (описание совмещено с примером конкретного выполнения предложенного способа разработки).

Рассмотрим отдельный участок нефтяной залежи одного из месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции, сложенный карбонатными коллекторами, который характеризуется проницаемостью коллектора, равной 0,056 мкм², вязкостью нефти в пластовых условиях 23,4 мПа·с и начальными геологическими запасами нефти, равными 4,64 млн.т.

Коэффициент вытеснения нефти водой составляет для условий данного эксплуатационного объекта 0,480; коэффициент вытеснения газа водой такой же - 0,480. Коэффициент вытеснения нефти газом примем равным 0,9 /7/. С учетом неоднородности нефтяного коллектора и предельной весовой обводненности продукции добывающих скважин, равной 98%, при заводнении коэффициент охвата пластов вытеснением составит 0,507, а коэффициент охвата заводнением (коэффициент сетки) при существующей плотности скважин - 0,699.

Тогда коэффициент нефтеотдачи при этих показателях будет равен

0,480×0,507×0,699=0,170.

Начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка в этом случае будут

4,64×0,170=0,7888 млн.т.

По способу /4/, который был принят за прототип, прирост коэффициента вытеснения нефти из модели пласта при закачке водогазовой смеси повышенной вязкости за счет увеличения фильтрационных сопротивлений наиболее проницаемых каналов составляет 17% (с 52 до 69%). В рассматриваемом способе коэффициент вытеснения нефти определяется как отношение объема нефти, вытесненной водогазовой смесью, к объему нефти, первоначально содержащейся в модели. Таким образом, для получения величины коэффициента нефтеотдачи в условиях нефтяной залежи, этот показатель необходимо перемножить на коэффициент охвата заводнением, который для условий рассматриваемого участка при закачке водогазовой смеси составляет 0,731:

0,731×0,690=0,504.

Однако используемая в способе /4/ модель пласта обладает проницаемостью 0,115 мкм² и является набивной моделью, использующей в качестве наполнителя полимиктовый песок, т.е. имитирующей терригенный коллектор. Кроме того, используемая в опытах нефть обладает весьма малой вязкостью (6,3 мПа·с) по сравнению с вязкостью нефти рассматриваемого в примере участка (23,4 мПа·с). В связи с этим, для условий рассматриваемой залежи, комплексный коэффициент вытеснения (представляющий собой произведение коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением) составит величину 0,335, а коэффициент нефтеотдачи будет равен

0,731×0,335=0,245.

Начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка в этом случае составят

4,64×0,245=1,1368.

Согласно предлагаемому способу, в процессе реализации первого этапа, когда осуществляется закачка газа, достигаемый коэффициент охвата не превысит величину 20%; коэффициент нефтеотдачи, который возможно получить на этом этапе, составит величину

0,2×0,9×0,731=0,132.

Отобранное количество нефти будет 0,132×4,64=0,61248 млн.т.

В дальнейшем, в процессе реализации второго этапа, осуществляют поочередную закачку оторочек водогазовой смеси и воды, причем количество и состав закачиваемой воды в каждом цикле остается неизменным для каждой нагнетательной скважины, а состав и свойства закачиваемой смеси меняют таким образом, чтобы смесь с поверхностно-активным веществом для стабилизации пены и с увеличенной вязкостной характеристикой закачивалась в скважину (или в скважины) с большей приемистостью, причем разделение скважин по величине приемистости осуществляется заново в процессе каждого цикла. Попадая в первую очередь в высокопроницаемые каналы и повышая их фильтрационное сопротивление, такая водогазовая система будет оказывать отклоняющее воздействие для закачиваемых вслед оторочек воды. Так как в процессе реализации способа задействованы две или несколько нагнетательных скважин, гибкое регулирование приоритетных направлений фильтрационных потоков позволяет увеличить величину коэффициента охвата вытеснением, который для условий рассматриваемой залежи на втором этапе реализации способа составит 0,749, а достигаемый коэффициент нефтеотдачи будет равен

0,749×0,590×0,731=0,323.

Здесь 0,590 - коэффициент вытеснения, достигаемый в рассматриваемых условиях при закачке в пласт водогазовых смесей; 0,731 - коэффициент сетки.

Так как на первом этапе отбор нефти составит 0,61248 млн.т, отбор нефти на втором этапе будет равен

(4,64-0,61248)×0,323=1,3009 млн.т.

Общий отбор нефти в результате реализации предлагаемого способа составит

0,61248+1,3009=1,91338 млн.т,

а конечный коэффициент нефтеотдачи будет равен

(1,91338 млн.т/4,64 млн.т)×100%=41,2%.

Таким образом, накопленный отбор нефти по предложенному способу оказывается больше, чем по способу, принятому за прототип, на

1,91338-1,1368=0,77658 млн.т, или в (1,91338/1,1368)=1,68 раза,

а коэффициент нефтеотдачи возрастет на

(0,412-0,245)×100%=16,7%.

Таким образом, указанная совокупность отличительных признаков позволяет достичь существенного уменьшения доли остаточной неизвлекаемой нефти из залежей с ухудшенными фильтрационными характеристиками и повышенной вязкостью нефти, а также решить проблему утилизации попутно добываемого нефтяного газа.

Источники информации

1. Патент РФ №2190760, Е 21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А. Заявл. 25.01.2001 - Опубл. 10.10.2002. - БИ №28.

2. Патент РФ №2190757, Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти. / Борковский А.А., Верес С.П. Заявл. 05.02.2001 - Опубл. 10.10.2002. - БИ. №28.

3. Патент РФ №2117753, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяных месторождений / Стрижов И.Н., Степанова Г.С., Мищенко И.Т. и др. - Заявл. 19.12.96. - Опубл. 20.08.1998. - БИ. - №23.

4. Патент РФ №2088752, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / Крючков В.И., Губеева Г.И. - Заявл. 11.03.92. - Опубл. 27.08.1997. - БИ. - №24.

5. Ахметов А., Телин А., Глухов В., Силин М. Физическое моделирование и методы визуализации при разработке основ нетрадиционных технологий на базе инвертных дисперсий. Журнал «Технологии ТЭК». ИД «Нефть и капитал», февраль, 2004. С.33-36.

6. Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В., Бекиш Е.Н. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. - М.: Недра. - 1987. - 229 с.

7. Патент РФ №2142045, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Лысенко В.Д., Грайфер В.И. - Заявл. 22.04.98. - Опубл. 27.11.1999. - БИПМ. - №33.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородных нефтяных залежей с использованием регулирования направлений фильтрационных потоков и повышения отмывающих свойств закачиваемого агента. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет увеличения коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением. Сущность изобретения: способ включает последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси через две нагнетательные скважины. Закачку производят в два этапа. На первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда. На втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачек оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового оптимального состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью. После этого в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды объемами, равными 5% от объема пор области воздействия каждой скважины. Нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды. В качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОН-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси соответствующего состава и газосодержания для получения требуемых отмывающих и тампонирующих свойств, в циклическом режиме через две нагнетательные скважины, отличающийся тем, что закачку газа и водогазовой смеси производят в два этапа, причем на первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия, а на втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачек оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами, равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10 и АФ_9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%.