СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/20 

Предложение относится к способам разработки нефтяных месторождений с применением методов вытеснения нефти из пласта водой, газами и углеводородными растворителями и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Оно ориентировано на обеспечение равномерного фронта вытеснения нефти при водогазовом воздействии на месторождениях, характеризующихся горизонтальным залеганием и не осложненных высокой расчлененностью пласта.

Известен способ разработки месторождения, предусматривающий гравитационное ограничение мобильности газа и замедления скорости его прорыва в добывающие скважины (Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Фаткуллин А.А., Мамедов Ю.Г., Галина И.Л., Извеков К.С. Использование азота и дымовых газов в процессах повышения нефте- и конденсатоотдачи. - М.: ВНИИОЭНГ. 1990. - С.25). Он основан на установлении такой вертикальной скорости продвижения фронта вытеснения, при которой Архимедова сила, действующая на пузырек газа, уравновесит действие гидродинамических сил, способствующих языкообразованию.

Недостатком метода является то, что для гравитационного дренирования требуются пласты с большими углами наклона (не менее 5-6°) или сводовые залежи с равномерной проводимостью пластов. Для рассматриваемого типа объектов данные методы не применимы.

Прототипом изобретения является способ разработки нефтегазовой залежи и нефтяной оторочки (Патент RU №2085712 Российская Федерация, МПК⁷ Е21В 43/20, опубл. 27.07.1997), включающий одновременно-раздельную закачку газа и воды через водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы продуктивного пласта и отбор углеводородной продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что давление закачиваемой воды на устье водогазовой нагнетательной скважины Р_ув поддерживают в соответствии с выражением:

За счет поддержания на устье водогазовой нагнетательной скважины значения давления воды, определенного по формуле, обеспечивается поступление вытесняющих агентов в расчетных количествах в заданные интервалы: воды - в верхнюю газонасыщенную часть, а газа - в нижнюю нефтенасыщенную часть пласта. Регулирование процесса нагнетания воды и газа осуществляется с использованием установленных на устье водогазовой нагнетательной скважины манометров.

Недостатками данного способа разработки месторождения путем организации перекрестных потоков воды и газа следует считать необходимость использования дорогостоящего компрессорного оборудования и ограничение, обусловленное необходимостью наличия в пласте двух зон: газонасыщенной в верхней части и нефтенасыщенной в нижней части пласта. При пренебрежении данным ограничением технология становится менее эффективной, и газ на некотором удалении от призабойной зоны скважины опережает воду, прорывается в сводовую часть пласта, продолжая движение по ней и несколько снижая охват пласта воздействием по толщине.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение коэффициента охвата пласта вытеснением (отношение объема пласта, охваченного вытеснением к общему объему пласта) при водогазовом воздействии на месторождениях, характеризующихся горизонтальным залеганием и не осложненных высокой расчлененностью пласта за счет увеличения зоны устойчивого движения фронта вытеснения путем ограничения движения нагнетаемого газа по кровельной части пласта.

Поставленная задача достигается способом разработки месторождения, неосложненного высокой расчлененностью пласта, при водогазовом воздействии, включающим одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы пласта и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации, при этом верхний и нижний интервалы пласта в нагнетательной скважине разделены пакером в соотношении от 1:4 до 1:1, причем в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%.

На фиг.1 схематически изображена реализация предложенного способа.

На фиг.2 приведено поле трехфазной насыщенности, полученное в процессе моделирования предложенного способа разработки, на котором видна форма фронта вытеснения.

На фиг.3 приведено сравнение технологий для условий бобриковских отложений Татарстана.

Способ разработки месторождения, не осложненного высокой расчлененностью пласта, при водогазовом воздействии, включающий одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину 1 в разные интервалы пласта 4 и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины 2, отличающийся тем, что нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации 3 был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации, при этом верхний 5 и нижний 6 интервалы пласта в нагнетательной скважине разделены пакером 7 в соотношении от 1:4 до 1:1, причем в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%.

На фиг.2 отчетливо различается фронт вытеснения нефти нагнетаемым агентом, характерный для предлагаемого способа разработки месторождения.

Нагнетание водогазовой смеси с высоким газосодержанием на уровне 50-70% в отличие от нагнетания газа позволяет снизить мобильность газа в призабойной зоне пласта и ограничить скорость его прорыва в кровельную часть пласта и забоям добывающих скважин. Кроме того, нагнетание водогазовой смеси позволяет в ряде случаев заменить дорогостоящее компрессорное оборудование на более доступные схемы с использованием мультифазных насосов, способных работать с высоким содержанием свободного газа в потоке и создавать требуемое давление на устье скважины.

Разбиение пласта на два интервала нагнетания с обеспечением газосодержания общего нагнетаемого объема менее 40% позволяет создавать водный экран требуемой мощности, препятствующий миграции газа в кровельную часть пласта на значительном удалении от забоя водогазонагнетательной скважины.

Максимальная эффективность технологии достигается при взаимном расположении скважин с углом наклона 1-4°. Поэтому для ее достижения используют перенос интервала перфорации в добывающей скважине или бурят соответствующим образом горизонтальную добывающую скважину.

Эксперименты, проведенные на гидродинамической модели, показали высокую эффективность процесса в сравнении с классической схемой совместного нагнетания воды и газа, технологией-прообразом и технологией циклического водогазового воздействия.

Для условий бобриковских отложений Татарстана, не осложненных наличием глинистых прослоек, эффективность предлагаемой технологии при оптимальном проектировании выразилась в увеличении периода безводной и безгазовой добычи почти на 12 месяцев. Учитывая, что во всех экспериментах изменению подвергалась лишь технология нагнетания вытесняющего агента, то полученный эффект является следствием увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением по мощности. Это отражено на фиг.3.

Таким образом, данная технология позволяет почти в два раза повысить коэффициент охвата пласта вытеснением по мощности по сравнению с классическим вариантом реализации водогазового воздействия.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением методов вытеснения нефти из пласта водой, газами и углеводородными растворителями и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает повышение равномерности вытеснения нефти при водогазовом воздействии на месторождениях, характеризующихся горизонтальным залеганием и не осложненных высокой расчлененностью пласта за счет ограничения движения нагнетаемого газа по кровельной части пласта. Сущность изобретения: способ включает одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы пласта и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины. При этом нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации. Верхний и нижний интервалы пласта в нагнетательной скважине разделяют пакером в соотношении от 1:4 до 1:1. При этом в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды, для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%. 3 ил.

Способ разработки месторождения, не осложненного высокой расчлененностью пласта, при водогазовом воздействии, включающий одновременно-раздельное нагнетание воды и вытесняющего агента, содержащего газ, в водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы пласта и отбор углеводородной продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что нагнетательную скважину вскрывают на всю толщину пласта, а добывающую скважину вскрывают или бурят в горизонтальном исполнении так, чтобы уровень ее верхней отметки перфорации был ниже, чем верхняя отметка перфорации нагнетательной скважины для обеспечения угла 1-4° между их верхними отметками интервалов перфорации, при этом верхний и нижний интервалы пласта в нагнетательной скважине разделены пакером в соотношении от 1:4 до 1:1, причем в нижний интервал нагнетают вытесняющий агент в виде водогазовой смеси с содержанием газа 50-70% с давлением, равным давлению нагнетания воды для получения газосодержания общего нагнетаемого объема не более 40%.