СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2326235C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на залежах значительной нефтенасыщенной толщины.

Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1990, №3, с.35-39).

Способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки массивных нефтяных месторождений, включающий одновременную закачку в пласт через нагнетательные скважины газа при давлении не ниже давления насыщения нефти газом и воды, отбор нефти через добывающие скважины. Для увеличения выработки подошвенной части массивного нефтяного месторождения путем увеличения охвата пласта воздействием, до начала закачки воды ведут закачку газа в кровельную часть пласта до прорыва к добывающим скважинам, затем с одновременной закачкой газа осуществляют закачку в подошвенную часть пласта воды при давлении ниже давления закачки газа (Патент РФ №1547412, кл. Е21В 43/20, опублик. 1999.11.27 - прототип).

Известный способ не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи.

В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта.

Нагнетание водогазовой смеси могут чередовать с нагнетанием воды.

Сущность изобретения

Известные способы не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, а закачку вытесняющего агента производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью 30 мкм и более. При этом оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. На конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм.

Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах. Нагнетание водогазовой смеси возможно чередовать с нагнетанием воды. В качестве газа используют углеводородный газ.

В пласт нагнетают на начальном этапе эксплуатации залежи высокодисперсную водогазовую смесь. При закачке водогазовой смеси большой дисперсности (30 и более микрометров) в подошвенную часть пласта газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. Вода занимает подошвенную часть пласта. При закачке следующих порций водогазовой смеси вода фильтруется по газонасыщенной части пласта, так как фазовая проницаемость для нее меньше, чем по водонасыщенной. Так же как при закачке предыдущих порций газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта.

При водогазовом воздействии происходит циклическое чередование насыщенностей в пласте. Несмачивающаяся фаза, которую обходит смачивающаяся фаза при фильтрации в пористой среде, оказывается как бы захваченной в пласте в неподвижном состоянии. Увеличивающееся содержание захваченной фазы ухудшает фазовые проницаемости флюидов. Объем захваченной фазы зависит от начальной насыщенности перед нагнетанием флюида. Для пластов со смешанной смачиваемостью предполагается, что большие поры преимущественно гидрофобны, а малые гидрофильны. Пласты со смешанной смачиваемостью обычно представляются гидрофильной моделью фазовых проницаемостей потому, что изменения распределения флюидов в пласте смешанной смачиваемости незначительны в сравнении с гидрофильными пластами. После заводнения большие поры в гидрофильных пластах или частях пласта содержат остаточную нефть, содержание которой может быть снижено вытеснением ее в поровые каналы свободным не смачивающим породу газом.

Оптимальные условия при водогазовом воздействии достигаются при движении по пласту газа и воды с одинаковой скоростью. Это становится возможным в зоне водогазовой смеси в течение короткого промежутка времени, так же имеет ограниченное распространение в пласте из-за различий в гравитационно-вязкостных силах при трехфазной фильтрации в неоднородном пласте. Повышение эффективности водогазового воздействия можно добиться путем изменения направления потоков, чередования оторочек газа и воды, циклического изменения давления нагнетания и дебитов.

Выбор оптимального водогазового отношения может улучшить охват пласта водогазовым воздействием. Поддержание свободного газа перед оторочкой воды в высокопроницаемом пласте позволяет создать условия для его проникновения в вышележащие зоны по всей длине пласта.

Размеры зоны водогазовой смеси регулируются чередованием оторочек воды и газа. Уменьшение чередующихся с водой оторочек газа приведет к захвату всего газа, поступающего в высокопроницаемый пласт, предотвратив его сегрегацию и проникновение в низкопроницаемую часть.

Формирование фронта вытеснения обусловлено соотношением вязкостных и гравитационных сил. Форма фронта вытеснения с доминирующим гравитационным языком определяется в конечном счете отношением горизонтальной и вертикальной скоростей фильтрации.

Циклическое изменение давления нагнетания в неоднородных пластах создает неравновесные условия в зонах с различной нефтенасыщенностью. Неравновесное состояние капиллярных сил на контакте нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта быстрее устраняется вместе с ускорением капиллярной пропитки воды в гидрофильных пластах в полуциклы с положительным градиентом давления. Вода, проникая в зоны пласта с высокой нефтенасыщенностью, вытесняет нефть и удерживается в них капиллярными силами в полупериоды с отрицательным градиентом давления. В результате достигается вытеснение и извлечение нефти из зон, не охваченных стационарной закачкой.

Циклическое водогазовое воздействие более эффективно в пластах, содержащих флюиды с высоким коэффициентом сжимаемости. Увеличение сжимаемости флюидов при данном виде воздействия благоприятно сказывается на перетоках и массопереносе между зонами с низкой и высокой проницаемостями. Нестационарное водогазовое воздействие расширяет возможности в применении технологии на пластах смешанной смачиваемости и гидрофобных, так как газ лучше проникает в гидрофобные части пласта, вытесняя нефть в высокопроницаемые зоны.

Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет изменения направления фильтрационных потоков и за счет попеременного нагнетания водогазовой смеси и воды. Водогазовая смесь снижает приводимость самых проницаемых зон, сегрегирующийся газ вытесняет нефть из малопроницаемых прикровельных частей пласта, а закачиваемая обычная вода вытесняет нефть из приподошвенных частей пласта. Затем, за счет нагнетания мелкодисперсной водогазовой смеси, которая, обладая меньшей подвижностью, увеличивается охват пласта процессом вытеснения. За счет роста градиентов давления в пласте, увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости нефти при растворении в ней газа, а также благодаря сегрегации газа в прикровельной части пласта увеличивается нефтеотдача пласта и возрастает продуктивность скважин по нефти.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1200 м, начальное пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 24°С, толщина продуктивного пласта 15 м, средняя пористость 19,0%, проницаемость 0,7 мкм2, нефтенасыщенность 0,74 д. ед., вязкость нефти 40 мПа.с, плотность нефти 0,84 г/см/3. Залежь разрабатывают 2 нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. В нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта высотой 3 м. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. Поровый объем коллектора составляет 3000 тыс. м3. Средний размер пор составляет 10 мкм. Поровый объем менее этого размера составляет 70%. Высокопористая часть пласта составляет 30% от продуктивной части коллектора. Для вытеснения нефти из этой части пласта необходимо закачать газ (30%). Таким образом, водогазовое отношение составит 0,7 к 0,3 в пластовых условиях. Закачку вытесняющего агента - водогазовой смеси с соотношением соответственно 0,7/0,3 производят циклически под давлением 17 МПа, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, равное 16 МПа. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью более 30 мкм при соотношении объемов нагнетания воды и газа 0,7/0,3. На конечном этапе при выработке запасов залежи порядка 70-75% нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм. Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на половине нагнетательных скважин на 130% периодически через 15 сут. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Объем нагнетания составляет 3500 тыс. м3.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды в соотношении 0,6/0,4.

В результате нефтеотдача залежи составила 46% против 37% по прототипу. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Похожие патенты RU2326235C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2007
  • Хисамов Раис Салихович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
RU2326234C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 2006
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Динариев Олег Юрьевич
  • Михайлов Дмитрий Николаевич
  • Борткевич Сергей Вячеславович
  • Кузьмичев Дмитрий Николаевич
RU2307239C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕПЛОВЫМ И ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ В СИСТЕМЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ, ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
  • Султанов Альфат Салимович
  • Ханнанов Марс Талгатович
RU2524580C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕПЛОВЫМ И ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
  • Султанов Альфат Салимович
  • Ханнанов Марс Талгатович
RU2534306C1
Способ разработки мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи 2020
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
  • Ахметгареева Резида Вагизовна
RU2732744C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Вафин Риф Вакилович
  • Зарипов Мустафа Салихович
  • Буторин Олег Иванович
  • Алексеев Денис Леонидович
RU2297523C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2009
  • Лукьянов Юрий Викторович
  • Шувалов Анатолий Васильевич
  • Ахматдинов Филарид Нашъатович
  • Салихов Марат Ранифович
  • Сулейманов Айрат Анатольевич
RU2498056C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ 1997
  • Батурин Юрий Ефремович
  • Малышев Александр Григорьевич
  • Сонич Владимир Павлович
  • Антониади Дмитрий Георгиевич
  • Боксерман Аркадий Анатольевич
  • Кашик Алексей Сергеевич
RU2109133C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2003
  • Савицкий Н.В.
  • Борткевич С.В.
RU2266396C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 1991
  • Стрижов Иван Николаевич
  • Палий Виктор Остапович
  • Захаров Михаил Юрьевич
  • Егина Светлана Александровна
  • Хромовичев Михаил Николаевич
  • Хромовичева Татьяна Львовна
RU2012785C1

Реферат патента 2008 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на залежах значительной нефтенасыщенной толщины. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и за счет этого увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу вскрывают подошвенную часть пласта. Закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта. В качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь. Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды. 1 з.п. ф-лы.

Формула изобретения RU 2 326 235 C1

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2008 года RU2326235C1

SU 1547412 A1, 27.11.1999
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2004
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Хисамов Р.С.
RU2260686C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ПОДСТИЛАЕМОЙ ВОДОЙ 1998
  • Хисамов Р.С.(Ru)
  • Юсупов И.Г.(Ru)
  • Сулейманов Э.И.(Ru)
  • Хусаинов В.М.(Ru)
  • Горобец Александр Николаевич
  • Кадыров Р.Р.(Ru)
  • Рамазанов Р.Г.(Ru)
  • Салимов М.Х.(Ru)
RU2149984C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2002
  • Дыбленко В.П.
  • Шарифуллин Р.Я.
  • Туфанов И.А.
  • Солоницин С.Н.
RU2231631C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2003
  • Савицкий Н.В.
  • Борткевич С.В.
RU2266396C2
Способ вытеснения нефти из пласта 1991
  • Крючков Владимир Иванович
  • Пешков Викторин Евгеньевич
  • Щемелинин Юрий Алексеевич
SU1810505A1
RU 2060378 C1, 20.05.1996
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1997
  • Шахвердиев Азизага Ханбаба Оглы
  • Панахов Гейлани Минхадж Оглы
  • Сулейманов Багир Алекпер Оглы
  • Аббасов Эльдар Мехти Оглы
  • Курбанов Рахман Алискендер Оглы
  • Матвеев К.Л.(Ru)
RU2123586C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ 1992
  • Корнев Б.П.
  • Никифоров С.Н.
  • Сухов А.И.
  • Шопов И.И.
RU2049227C1
US 4049053 А, 20.09.1977.

RU 2 326 235 C1

Авторы

Хисамов Раис Салихович

Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович

Ибатуллин Равиль Рустамович

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич

Даты

2008-06-10Публикация

2007-07-16Подача