СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ И ГАЗА
METHOD OF OIL DEPOSIT DEVELOPMENT BY WATER AND GAS INJECTION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.
Известен 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, согласно изобретению, 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. Дополнительно в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10 и АФ9-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.% (патент РФ №2297523, E21B 43/16, опубл. 20.04.2007).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, согласно изобретению, в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически, чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия Рг<Рс<Рв, где Рс - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси, Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений. Дополнительно в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах (патент РФ №2307239, E21B 43/20, опубл. 10.06.2010, - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи и невысокий коэффициент вытеснения. Также для залежей с высоковязкой нефтью газ не успевает растворится в нефти для снижения ее вязкости, что снижает нефтеотдачу.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам повышения коэффициента вытеснения.
з
г
г
г
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа, включающем бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели, закачку ведут в циклическом режиме, состоящим из трех этапов, на первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин, на втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным, при этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Р=(0,45…0,55)·Р, где Р - вертикальное горное давление пород, после чего переходят к третьему этапу, закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу, при этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе, при снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального, цикл повторяют, причем на первом этапе приемистость закачиваемого газа q в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
н
3
где q - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t, т/сут,
3
Г - газовый фактор, м/т,
дс
N - число добывающих скважин,
нс
N - число нагнетательных скважин,
3
t - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах,
1
t - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах.
Дополнительно в залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам увеличения коэффициента вытеснения и снижения вязкости нефти. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
На участке нефтяной залежи бурят добывающие и нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу. Либо выбирают участок нефтяной залежи, разрабатываемый такими скважинами. Разработка заводнением в течение нескольких лет показывает ее низкую эффективность. По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают оптимальные параметры при последовательной закачке газа и воды. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:
1
t - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,
2
t - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,
3
t - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.
На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:
3
г
1. Добывающие скважины останавливают. Закачивают попутный нефтяной газ в нагнетательные скважины равными объемами, который был отобран за время работы добывающих скважин, т.е. за время t. Приемистость закачиваемого газа q в каждую нагнетательную скважину определяют по формуле:
н
3
где q - средний дебит нефти одной добывающей скважины за время t, т/сут,
3
Г - газовый фактор, м/т,
дс
N - число добывающих скважин,
нс
N - число нагнетательных скважин.
1
Г
г
1
нс
3
Закачку ведут в течение времени t. За данное время закачивают в целом по участку газа Q=q·t·N, м.
3
з
з
г
г
2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку воды (или пресной, или подтоварной, или пластовой) с расходом, определенным заранее как по исследованиям скважин, так и по моделированию. Причем после бурения нагнетательных скважин, в них определяют коэффициент продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки. Эти данные используют в моделировании, где и определяют окончательное значение приемистости q и давления закачки Р. При этом первоначальное давление закачки должно быть в пределах Р=(0,45…0,55)·Р, где Р - вертикальное горное давление пород. Согласно расчетам, такое давление способствует эффективному повышению пластового давления.
з
Закачку воды ведут до повышения давления закачки Р не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине. Расчеты показывают, что при повышении давления закачки менее чем в 2 раза газ, закачанный на первом этапе, не успевает раствориться в нефти.
2
в
Таким образом, закачку ведут в течение времени t, за которое в каждую нагнетательную скважину закачивают разные объемы воды (т.к. приемистость каждой скважины различна). В целом по участку залежи закачивают объем воды Q. На втором этапе газ, закачанный на первом этапе, за счет высокого пластового давления растворяется в нефти и снижает ее вязкость, повышая тем самым подвижность нефти.
3
3
н
3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Добывающие скважины работают в течение времени t до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. При этом попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. За время t добывающие скважины в сумме по участку отбирают нефть в количестве Q.
Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.
Дополнительно в залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. Согласно расчетам, это позволяет значительно повысить подвижность высоковязкой нефти. Также исследования показали, что при вязкости нефти менее 50 мПа·с растворения в нефти газа достаточно для повышения подвижности нефти,
В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, возможна закачка соответственно газа и воды. Данный способ применяют в тех случаях, когда пластовое давление в залежи быстро падает, например в трещиноватых коллекторах. Дополнительная закачка в добывающие скважины позволяет увеличить пластовое давление.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтяной залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, увеличение коэффициента вытеснения и снижение вязкости нефти. Примеры конкретного выполнения способа
дс
нс
Пример 1. На участке нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены терригенными отложениями, бурят по пятиточечной системе N=9 добывающих и N=4 нагнетательные скважины, обустраивают их, пускают в работу.
3
Параметры пласта участка залежи следующие: глубина 1030 м, начальное пластовое давление - 9,7 МПа, начальная пластовая температура - 25°C, проницаемость - 240 мД, пористость - 0,16, вязкость нефти в пластовых условиях - 41 мПа·с, толщина пласта - 10 м, газовый фактор Г=15 м/т.
Разработка заводнением в течение первых 5 лет показывает ее низкую эффективность. Дебиты нефти, несмотря на заводнение, не превышают 4 т/сут, обводненность растет высокими темпами, а пластовое давление снижается.
По данным бурения скважин строят композиционную гидродинамическую модель нефтяной залежи, в которой рассчитывают технологию последовательной закачки газа и воды, определяют их оптимальные параметры. В результате моделирования получили продолжительность времени каждого этапа:
1
t=6 сут - время закачки газа при остановленных добывающих скважинах,
2
t=9 сут - время закачки воды при остановленных добывающих скважинах,
3
t=25 сут - время добычи продукции из добывающих скважин при остановленных нагнетательных скважинах.
На основе данных моделирования переходят к последовательной циклической закачке газа и воды, состоящей из трех этапов:
3
н
1. Добывающие скважины останавливают. До этого в течение t=25 сут производили сбор в резервуар попутного нефтяного газа. Средний дебит по нефти добывающих скважин за это время составил q=3,5 т/сут. Таким образом, в каждую нагнетательную скважину закачивают попутный нефтяной газ с расходом:
1
г
г
1
нс
3
За данное время t=6 сут закачивают в целом по участку газа Q=q·t·N=492·6·4=11,8 тыс. м газа.
3
з
г
3
2. Добывающие скважины остановлены. После закачки газа переходят на закачку подтоварной воды. На основе исследований в нагнетательных скважинах по определению коэффициента продуктивности, на основе которого определяют приемистость скважины в зависимости от давления закачки, а также по результатам моделирования, была установлена оптимальная приемистость нагнетательных скважин по воде, которая составила в среднем q=100 м/сут при начальном давлении закачки Р=0,55·Р=0,55·24,2=13,3 МПа.
з
з
Закачку воды ведут до повышения давления закачки Р не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным в каждой нагнетательной скважине, т.е. не менее Р=2·13,3=26,6 МПа.
2
Данные по расчетам на модели относительно времени закачки подтвердились. При t=9 сут давление закачки увеличилось в 2,5 раза. Нагнетательные скважины останавливают.
2
в
3
2
нс
3
В целом по участку залежи за время t=9 сут закачали объем воды Q=q·t·N=100·9·4=3,6 тыс. м.
3
3. Закачку останавливают. Добывающие скважины пускают в работу. Дебиты нефти их возросли до 10 т/сут. Добывающие скважины работают в течение времени t=25 сут до снижения пластового давления на более чем 20% от первоначального. Расчеты на модели подтвердились, за 25 сут пластовое давление упало на 28% от первоначального.
3
3
н
н
н
3
дс
н
3
Попутный нефтяной газ в течение t=25 сут собирают в резервуары для последующего его использования на первом этапе. Средний дебит нефти за время t=25 сут составил q=5,2 т/сут, добывающие скважины в сумме отбирают нефть, в количестве Q=q·t·N=5,2·25·9=1,17 тыс. т и соответственно газа Q=15·1,17=17,55 тыс. м.
Далее вновь переходят к первому этапу и циклы повторяют.
з
г
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Залежь представлена карбонатным коллектором, имеет нефть с вязкостью в пластовых условиях 260 мПа·с и залегает на глубине 910 м. На втором этапе закачивают воду с температурой на забое 90°C при начальном давлении закачки Р=0,45·Р=0,45·21,4=9,6 МПа.
Пример 3. Выполняют, как пример 1 или 2. Залежь представлена карбонатным трещинно-поровым коллектором. В процессе разработки пластовое давление в залежи быстро падает, за 2 года с первоначального 9 МПа до 6 МПа. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно попутный нефтяной газ и подтоварную воду.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 624,5 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,376. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 566,4 тыс. т нефти, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,035.
Предлагаемый способ, за счет снижения вязкости нефти и повышения коэффициента вытеснения, позволяет увеличить нефтеотдачу нефтяной залежи.