Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 C09K8/588 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки нефтяных месторождений в карбонатных трещиновато-пористо-кавернозных породах-коллекторах.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий поочередную или одновременную закачку в пласт воды и углеводородного (природного, попутного нефтяного) газа [Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1985. – 308 с.]. При этом количество закачиваемого углеводородного газа не менее чем в 10 раз превышает необходимый его объем для полного насыщения в воде при пластовом давлении. Так, газоводяной фактор, приведенный к пластовому давлению, составляет не менее 2 нм³/м³⋅МПа, в то время как газоводяной фактор, необходимый для полного насыщения воды, составляет при пластовых условиях около 0,2 нм³/м³⋅МПа. В результате даже при высоких давлениях нагнетания значительная часть углеводородного газа не растворяется в воде, находясь в состоянии свободной газовой фазы.

Недостатком способа является двухфазный характер водогазовой смеси, что предопределяет опережающие прорывы газа к добывающим скважинам, снижает охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Помимо этого, применение способа требует высокого удельного расхода дорогостоящего углеводородного газа. Кроме того, при осуществлении способа значительно усложняется оборудование нагнетательной скважины, а ее приемистость снижается не менее чем в 4 раза.

Известен способ заводнения нефтяных пластов водовоздушными растворами в предпереходном фазовом состоянии, осуществляемый путем поддержания отношения объемов воздуха к воде в диапазоне 0,27:1–0,36:1, а отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к пластовому давлению в диапазоне 1,1–1,8 [Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М., Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта. – Москва–Ижевск: ИКИ, 2005. – 280 с.]. При этом водовоздушная смесь, находясь в предпереходном фазовом состоянии, увеличивает охват пласта заводнением.

Недостатком способа является интенсивная коррозия нефтепромыслового оборудования, кроме того, при смешении воздуха и углеводородного газа в добывающей скважине появляется возможность взрыва.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие [Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1990, № 3, с. 35-39].

К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси не зависит от пластовых условий. Так, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закаченного газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз. (Ефремов Е. П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, № 12, с. 36-40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает очень высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что ухудшает охват нефтяного месторождения воздействием. Кроме этого увеличивается опасность расслоения водогазовой смеси и прорыва газа к добывающим скважинам.

Техническим результатом является повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры пласта и обеспечения требуемого уровня приемистости.

Технический результат достигается способом разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения, включающим закачку газированной воды в добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Рпл, определяют реагирующие добывающие скважины, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м, затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, после чего запускают нагнетательную скважину, далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70-80 м³/сут и давлением равным 1,4*Рпл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины.

Способ реализуется при использовании следующих реагентов:

-пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90;

- сточная вода;

- природный или попутный нефтяной газ.

Сущность способа состоит в следующем.

Выполняют геофизические и гидродинамические исследования на участке пласта. Предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Р_пл. Определяют реагирующие добывающие скважины.

Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%.

При этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м.

Затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. В пласте пропан смешивается с нефтью, происходит изменение состава нефти, преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз.

Осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч.

После чего запускают нагнетательную скважину.

Далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду в виде стабильной водогазовой дисперсии, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70-80 м³/сут и давлением равным 1,4*Р_пл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней. Газированную воду готовят согласно патенту RU № 2293843.

Подобранное соотношение газовой и водяной фаз в газировонной воде оптимально для применения в карбонатных трещиновато-пористо-кавернозных породах-коллекторах и обеспечивает необходимую плотность рабочего агента в пластовых условиях. Газированная вода продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по верхней образующей нефтенасыщенного пласта, т.к. плотность водогазовой смеси меньше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, что повышает охват нефтяного месторождения воздействием.

Происходит снижение вязкости нефти, как следствие происходит увеличение потока текучей среды в пласте и повышается площадь вытеснения вмещаемого флюида.

После повторяют операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. При прекращении падении среднесуточного дебита нефти более, чем на 15% в течение 95 дней способ прекращают.

Примеры осуществления способа.

Выполнили геофизические и гидродинамические исследования на участке пласта. Предварительно определили мощность пласта 4,5 м, обводненность добывающих скважин 54%, кинематическую вязкость нефти 1840 сСт, пластовое давление – Рпл 7,5 МПа. Определили реагирующие добывающие скважины.

Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 4,5 м и кинематической вязкостью нефти 1840 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью 54%.

При этом количество реагирующих добывающих скважин 5 шт. с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350 м.

Затем осуществили закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме 47м³.

Осуществили технологическую выдержку в течение 2 ч.

После чего запустили нагнетательную скважину.

Далее в нагнетательную скважину осуществляют закачку газированной воды в виде стабильной водогазовой дисперсии, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70 м³/сут и давлением равным 10,5 МПа, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней.

После повторяли операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины с тем же показателями (объемами, длительностью технологической выдержки, давлением). Количество повтором 3 раза.

После прекращения падения среднесуточного дебита нефти более, чем на 15% в течение 95 дней способ прекратили.

Произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 4,8 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 1,6 т/сут (пример 1, табл.1).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-8).

Таким образом, предлагаемый способ повышает выработку нефтяной залежи в карбонатных коллекторах путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры пласта и обеспечения требуемого уровня приемистости.

Таблица – Условия и результаты осуществления способа разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения

№ примера Средний дебит по нефти до проведения способа, т/сут Мощность пласта, м Обводненность добывающих скважин, % Кинематическую вязкость нефти,
сСт Пластовое давление Рпл, МПа Количество реагирующих добывающих скважин, шт Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м Объем сжиженного пропана, м³ Технологическая выдержка, ч Суточный объем закачки газированной воды, м³/сут Давление закачки газированной воды, МПа Длительность закачки газированной воды, сут Длительность остановки нагнетательной скважины, сут Количество повторов операции, ед. Средний дебит по нефти после проведения способа, т/сут Прирост дебита, т/сут 1 3,2 4,5 54 1840 7,5 5 350 47 2 70 10,5 180 95 3 4,8 1,6 2 2,7 3,8 35 1915 6,9 6 400 35 3 80 9,7 180 95 4 4,2 1,5 3 1,9 5,2 72 1873 7,3 4 350 51 2 75 10,2 180 95 2 3,6 1,7 4 2,4 4,6 67 1800 5,9 6 370 45 3 80 8,3 180 95 3 4,2 1,8 5 2,5 4,1 49 1896 6,4 5 370 43 3 75 8,9 180 95 3 4,7 2,2 6 3,1 5,8 36 1954 6,8 6 400 54 3 70 9,5 180 95 4 5,0 1,9 7 2,8 3,9 44 1968 7,2 7 400 41 2 75 10,0 180 95 2 4,9 2,1 8 2,6 4,8 51 2000 7,2 4 350 47 2 80 10,0 180 95 3 4,2 1,6

Изобретение относится к способу разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения. Техническим результатом является повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Способ включает закачку газированной воды в добывающие скважины. Предварительно определяют мощность пласта. Также определяют обводненность добывающих скважин. Также определяют кинематическую вязкость нефти и пластовое давление – Р_пл. Определяют реагирующие добывающие скважины. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%. Количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м. Осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. Осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч. Запускают нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину закачивают газированную воду. Суточный объем закачки в нагнетательную скважину равен 70-80 м³/сут, давление принимают равным 1,4⋅Р_пл. Закачку производят в течение 180 сут. Нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции, начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. 1 табл.

Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения, включающий закачку газированной воды в добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Р_пл, определяют реагирующие добывающие скважины, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м, затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, после чего запускают нагнетательную скважину, далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки, равным 70-80 м³/сут, и давлением, равным 1,4⋅Р_пл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции, начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины.