СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОДОШВЕННОГО ТИПА Российский патент 2020 года по МПК E21B43/22 C09K8/592 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки запасов трудноизвлекаемой нефти нефтегазовых месторождений подошвенного типа с большой площадью газонефтяного контакта (ГНК).

При разработке запасов нефти нефтяных оторочек малой толщины и подошвенного типа очень важным является опасность преждевременного прорыва газа или воды с образованием конусов газа и воды в призабойной зоне добывающих скважин и расформирование нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи (RU 2299979, 2007), заключающийся в вытеснении нефти водогазовой смесью в три этапа, используя для вытеснения нефти воду, смесь воды и газа, водогазовую смесь с поверхностно-активным веществом. В процессе циклической закачки воды и добычи жидкости осуществляют замеры пластового давления, отборы и исследования пластовых проб нефти, воды, газа и геофизические исследования вскрытых скважинами.

Недостаток указанного способа заключается в недостаточной эффективности его применения в залежи, находящейся в условиях режима растворенного газа, при достижении предельных величин давления в течение цикла.

Известен способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи (RU 2613404, 2017) путем закачки в пласт чередующихся оторочек воды и газа, целевые объемы которых определены предварительно на гидродинамической модели пласта и соответствуют максимальному значению коэффициента извлечения нефти.

Недостатком способа является периодическое достижение больших перепадов давления и высокая вероятность расформирования нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа.

Также известен способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси (RU 2542059, 2015), включающий приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом экспериментально определяют оптимальные значения факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи: значение газосодержания на основе зависимости коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях, рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель на основе зависимости изменения приемистости скважины от газосодержания, оптимальный уровень содержания газа в водогазовой смеси на основе текущего значения газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления.

Недостаток указанного способа заключается в неравномерном и неполном извлечении нефти из нефтяных оторочек малой толщины нефтяных месторождений подошвенного типа.

Известен способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа (RU 2390625, 2010), обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти за счет более равномерного и полного вытеснения из нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами, путем закачки в область нефтегазового контакта предварительно приготовленной водогазовой смеси с плотностью, равной или меньшей плотности нефти в пластовых условиях.

Недостатком известного способа является невозможность учета особенностей изменения пластового давления при осуществлении данного способа, что влечет опасность преждевременного прорыва газа или воды.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи (RU 2034981, 1995) путем закачки в пласт оторочки растворителя, содержащего нефтерастворимый полимер или нефтерастворимое поверхностно-активное вещество в количестве 0,01-5,0 мас %., с последующим проталкиванием оторочки растворителя парогазовой смесью или циклическим воздействием газа и воды, при этом в качестве растворителя предлагается использовать нефть или другие углеводородные растворители.

Недостатком способа является высокая вероятность преждевременного прорыва газа или воды и расформирования нефтяной оторочки при разработке нефтегазовых месторождений подошвенного типа, что ограничивает применимость метода в условиях нефтегазовых месторождений подошвенного типа с большой площадью газонефтяного контакта и малой толщиной нефтяной оторочки. Использование нефтерастворимых компонентов оторочки определяет высокую вероятность контаминации добываемой нефти, а также приводит к постепенному уменьшению эффективности вытеснения нефти ввиду перехода нефтерастворимых ПАВ в толщу нефтяной залежи. Кроме того, использование нефти в качестве приоритетного растворителя несет в себе лишь функции носителя ПАВ для образования мелкодисперсной пены, данный тип растворителя сам по себе ввиду высокой вязкости не способен снизить перепад, давления и увеличить степень извлечения нефти.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности добычи вязкой нефти нефтегазовых месторождений подошвенного типа с активными подстилающими водами и наличием газовой шапки.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа заключающимся в том, что осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин, затем производят перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки, после чего осуществляют закачку в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины оторочки углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема и с вязкостью не более 5 мПа*с, затем осуществляют закачку стабилизирующей оторочки на основе водорастворимого полимера, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100, в количестве, равном половине объема оторочки растворителя, после чего при стабилизированном давлении осуществляют закачку вытесняющего агента в виде предварительно подготовленной водогазовой смеси с объемным соотношением воды и газа, обеспечивающем значение плотности водогазовой смеси в интервале 80 - 120% от плотности нефти в пластовых условиях, и одновременно осуществляют добычу нефти до момента прорыва газа в добывающую скважину.

Достигаемый технический результат изобретения заключается в оптимизации системы рабочих агентов и последовательности их закачек в пласт, что обеспечивает снижение давления закачки вытесняющих флюидов, повышение приемистости скважин и стабилизацию фронта вытеснения нефти при их совместном воздействии, и, как следствие, обуславливает замедление прорыва газа к продукции добывающих скважин, уменьшение непроизводительных потерь запасов газа, меньшую репрессию нефтегазового пласта и в конечном итоге - повышение степени вытеснения нефти.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

На разрабатываемом участке разбуривают систему нагнетательных и добывающих скважин. Осуществляют перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки. Через нагнетательные скважины в нефтегазовое месторождение подошвенного типа в толщу нефтяной оторочки ниже нефтегазового контакта закачивают оторочку углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема пород разрабатываемого участка. В качестве растворителя может быть использован газовый конденсат, ШФЛУ и продукты нефтехимии (толуольная фракция, легкий бензин и т.п.) с вязкостью не более 5 мПа*с.

После закачки оторочки углеводородного растворителя осуществляют закачку в пласт через нагнетательные скважины стабилизирующей оторочки на полимерной основе, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100. Фактор сопротивления представляет собой отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Увеличение фактора сопротивления при минимальном содержании полимерного реагента в вытесняющей оторочке обеспечивает повышение стабильности фронта вытеснения нефти. В качестве стабилизирующей оторочки используют водные растворы или суспензии полимеров-загустителей полиакриламида, полисахаридов или латекса с молекулярными массами не менее 10⁷ Да.

Теоретически и экспериментально авторами доказано, что при использовании предлагаемой системы рабочих агентов и выбранной последовательности их закачки в пласт концентрация полимеров должна быть подобрана таким образом, чтобы обеспечить достижение фактора сопротивления не менее 10 и не более 100. Стабилизирующая оторочка закачивается в объеме, равном половине объема оторочки углеводородного растворителя, то есть в объеме 0,01-0,025 порового объема, обеспечивая тем самым стабилизацию фронта движения оторочки растворителя в пласте.

После закачки оторочки стабилизатора через нагнетательные скважины производят закачку предварительно подготовленного вытесняющего агента -водогазовой смеси (ВГС). ВГС готовится с помощью стандартного оборудования путем смешения газа и воды в объемном отношении от 1:9 до 6:4, обеспечивающем значение плотности водогазовой смеси в интервале 80 - 120% от плотности нефти в пластовых условиях. Газ для подготовки водогазовой смеси выбирается из группы: углеводородный газ, азот, попутный нефтяной, природный углеводородный газ. В качестве воды используется техническая пресная вода, оборотная вода, вода из подземных источников. По мере закачки вытесняющего агента ВГС через добывающие скважины осуществляют подъем нефти через добывающие скважины. Отбор нефти из добывающих скважин достигается благодаря движению в пласте оторочки закаченного растворителя, которая будет эффективно продвигать нефть к добывающей скважине за счет смешивающегося вытеснения, а ВГС будет эффективно продвигать (вытеснять) оторочку растворителя.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Маловязкий растворитель оттесняет вязкую нефть. В процессе движения в пласте маловязкий растворитель смешивается с нефтью, снижая ее вязкость и оттесняя вязкую нефть. Нагнетание маловязкого растворителя в пласт повышает приемистость скважин и снижает давление закачивания флюидов, что уменьшает репрессию на нефтегазовый пласт. При движении в пласте оторочка закаченного растворителя будет эффективно продвигать нефть к добывающей скважине, обеспечивая режим смешивающегося вытеснения. Помимо смесимости нефти и растворителя, определяемой их химическим составом, на эффективность вытеснения нефти влияет стабильность фронта вытеснения. Размывание фронта вытеснения нефти возникает в результате диффузионных процессов, наличия неоднородностей пористой среды на микро и макроуровнях, а также разности показателей вязкости нефти и растворителя, что приводит к снижению эффективности применения оторочки растворителя. Для обеспечения более равномерного фронта вытеснения используется дополнительная стабилизирующая оторочка, создающая эффект полимерного поршня, что повышает эффективность применения растворителя в качестве флюида для вытеснения нефти за счет снижения остаточной насыщенности пористой среды и увеличения охвата воздействия на пласт. Закачиваемая далее ВГС будет продвигать стабилизирующую оторочку и более равномерно вытеснять оторочку растворителя и нефть, по сравнению с непосредственным воздействием ВГС на оторочку растворителя. За счет совместного воздействия стабилизирующей оторочки, растворителя и ВГС увеличиваются степень вытеснения нефти и повышается эффективность разработки соответствующего участка месторождения.

Таким образом, в результате применения предлагаемого способа:

- замедляется прорыв газа к продукции добывающих скважин и уменьшаются непроизводительные потери запасов газа,

- увеличивается коэффициент извлечения нефти из оторочек подошвенного типа за счет уменьшения применяемых репрессий и депрессий на пласт,

- уменьшается температура застывания нефти и ее вязкость за счет смешения растворителя и нефти, облегчается транспортировка нефти.

Предложенный способ добычи нефти многопластового неоднородного месторождения продемонстрирован на примере разработки запасов углеводородов пластов покурской свиты (ПК).

Пример 1.

Разрабатываемый нефтеносный пласт залегает на глубине 1000 м. Проницаемость пласта составляет 0,5-1 мкм². Пласт насыщен нефтью вязкостью 100 сПа при пластовых условиях. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 10 м, начальная нефтенасыщенность 0,80, средняя пористость около 30%. Непосредственно над разрабатываемом пластом локализована газовая шапка высотой 20 м, под нефтяной оторочкой локализован водоносный пласт толщиной 20 м.

Для разработки участка осуществляли бурение системы нагнетательных и добывающих скважин. В интервале локализации нефтяной оторочки производили перфорацию скважин. Предварительно готовили водогазовую смесь путем смешения попутного нефтяного газа и воды в объемном отношении 7:9 до получения смеси с плотностью 0,95% от плотности нефти в пластовых условиях. Далее осуществляли закачку оторочки ШФЛУ с вязкостью 0,43 мПа⋅с в объеме 0,05 порового объема. После этого осуществляли закачивание в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины водного 0,1% масс. раствора полиакриламида с молекулярной массой 1*10⁷ Да в объеме 0,025 порового объема в качестве стабилизирующей оторочки, обеспечивая фактор сопротивления, равный 40. Сразу после этого осуществляли закачку заранее подготовленной водогазовой смеси в качестве вытесняющего агента и одновременно осуществляли подъем нефти через добывающие скважины. Добычу нефти осуществлял до момента прорыва газа через добывающую скважину.

Реализация способа при других заявленных параметрах и условиях, приведет к получению тождественных результатов. Выход их за установленные пределы не приводит к достижению заявленного технического результата.

В процессе добычи нефти удалось добиться стабилизации давления закачивания водогазовой смеси на уровне меньшем на 20%, по сравнению с аналогичными показателями при альтернативном способе разработки согласно прототипу. Общее количество добытой нефти на участке составило 1325 т. При альтернативном способе разработки согласно прототипу, количество добытой нефти составило 1056 т, что существенно менее эффективно, чем применение вышеописанного способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке запасов трудноизвлекаемой нефти нефтегазовых месторождений подошвенного типа с большой площадью газонефтяного контакта. Технический результат - повышение степени вытеснения нефти за счет повышения приемистости скважин и стабилизации фронта вытеснения нефти при их совместном воздействии. По способу осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин. Затем производят перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки. После этого осуществляют закачку в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины оторочки углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема и с вязкостью не более 5 мПа⋅с. Затем осуществляют закачку стабилизирующей оторочки на основе водорастворимого полимера, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100, в количестве, равном половине объема оторочки растворителя. После этого при стабилизированном давлении осуществляют закачку вытесняющего агента в виде предварительно подготовленной водогазовой смеси с объемным соотношением воды и газа, обеспечивающим значение плотности водогазовой смеси в интервале 80-120% от плотности нефти в пластовых условиях. Одновременно осуществляют добычу нефти до момента прорыва газа в добывающую скважину.

Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа, заключающийся в том, что осуществляют бурение нагнетательных и добывающих скважин, затем производят перфорацию скважин в интервале локализации нефтяной оторочки, после чего осуществляют закачку в толщу нефтяного пласта через нагнетательные скважины оторочки углеводородного растворителя в объеме 0,02-0,05 порового объема и с вязкостью не более 5 мПа⋅с, затем осуществляют закачку стабилизирующей оторочки на основе водорастворимого полимера, обеспечивающей фактор сопротивления не менее 10 и не более 100, в количестве, равном половине объема оторочки растворителя, после чего при стабилизированном давлении осуществляют закачку вытесняющего агента в виде предварительно подготовленной водогазовой смеси с объемным соотношением воды и газа, обеспечивающим значение плотности водогазовой смеси в интервале 80-120% от плотности нефти в пластовых условиях, и одновременно осуществляют добычу нефти до момента прорыва газа в добывающую скважину.