СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ТЕПЛОВЫМ И ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ
METHOD OF OIL DEPOSIT DEVELOPMENT BY THERMAL AND WATER-GAS SIMULATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными и горизонтальными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий 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. Дополнительно нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды (патент РФ №2326235, кл. E21B 43/20, опубл. 10.06.2008).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке залежей нефти с повышенной вязкостью.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, заключающийся в разбуривании залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачке в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси, плотность которой меньше плотности воды в пластовых условиях, а температура выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения воды при давлении на устье нагнетательной скважины, с одновременным отбором продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора. Закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки (патент РФ №2307239, кл. E21B 43/20, E21B 43/24, опубл. 27.09.2007 - прототип).
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с закачкой нагретой водогазовой смеси. Смесь успевает остыть в процессе движения по стволу горизонтальной скважины, кроме того происходит прорыв газа, что снижает охват пласта воздействием.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата.
г
г
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи с тепловым и водогазовым воздействием, включающим бурение на участке нефтяной залежи добывающих и нагнетательных скважин, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины по рядной системе разработки, по данным бурения которых предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели, соотношение рядов вертикальных добывающих скважин к нагнетательным выполняют как 2:1, между рядами вертикальных добывающих скважин, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин, бурят горизонтальные нагнетательные скважины, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, где а - расстояние между вертикальными скважинами, горизонтальные нагнетательные скважины оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку в пласты, залегающие на глубине 700 м и более, горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Р, где Р - вертикальное горное давление пород, а в пласты, залегающие на глубине менее 700 м, - закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°С и степени сухости пара 0,6-0,8, в каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, с расходом
г
3
где V - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м,
N - число вертикальных нагнетательных скважин,
в
3
Q - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м/сут.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой вертикальными и горизонтальными скважинами, 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 снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата пласта. Задача решается следующим образом.
На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней горизонтальными и вертикальными скважинами. Принятые обозначения: 1-12 - добывающие вертикальные скважины, 13-18 - нагнетательные вертикальные скважины, 19-20 - нагнетательные горизонтальные скважины, А - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами 1-20, а - расстояние между вертикальными скважинами 1-18, с - забойные нагреватели, s - расстояние между забойными нагревателями с.
Способ реализуют следующим образом.
На участке нефтяной залежи А (фиг.1) бурят вертикальные добывающие 1-12 и нагнетательные 13-18 скважины по рядной системе с соотношение рядов добывающих скважин к нагнетательным - 2:1, что позволяет затем размещать между рядами горизонтальные скважины. Расстояние между вертикальными скважинами - а. Обустраивают скважины 1-18, пускают их в работу. По данным бурения вертикальных скважин 1-18 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки и длины горизонтальных стволов.
Между рядами добывающих скважин 1, 5, 9 и 2, 6, 10, а также между 3, 7, 11 и 4, 8, 12, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, определенной по гидродинамическому моделированию как наиболее оптимальной. Причем длина ствола менее 1,4·а, согласно расчетам, снижает охват, а более 2,8·а не позволяет эффективно работать всей длине горизонтального ствола.
г
г
Горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20 оборудуют забойными нагревателями с расстоянием между собой s и спускают термоизолированную насосно-компрессорную трубу, обустраивают. Расстояние s определяют также заранее по гидродинамическому моделированию. Для продуктивных пластов с глубиной залегания 700 м и более ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье через скважины 19, 20 в продуктивный пласт залежи А. Забойные нагреватели при давлении закачки (0,45-0,85)·Р, где Р - вертикальное горное давление пород, обеспечивают согласно расчетам подогрев воды на 40-70% в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины. Этого хватает согласно моделированию для эффективного прогрева пласта.
г
в
Одновременно ведут закачку подтоварной воды в скважины 13-18 при пластовой температуре и отбор жидкости из скважин 1-12. Средний дебит скважин 1-12 по нефти обеспечивает отбор попутно добываемого газа с участка залежи А в объеме V. Также для обеспечения 100%-ной компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в каждую из скважин 13-18 в объеме Q.
Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия, в каждую вертикальную нагнетательную скважину 13-18 ведут закачку водогазовой смеси с расходом
г
г
в
3
Q=V/N+Q, м/сут,
г
3
где V - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м,
N - число вертикальных нагнетательных скважин,
в
3
Q - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке А, м/сут.
Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредствам диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательных скважин 13-18.
Закачка горячей воды в горизонтальные скважины 19, 20 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до добывающих скважин 1-12 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти согласно расчетам от 2 до 15 раз, дебиты скважин 1-12 увеличиваются соответственно пропорционально.
Закачка водогазовой смеси в скважины 13-18 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость.
В скважинах с глубиной продуктивного пласта менее 700 м вместо горячей воды в горизонтальные нагнетательные скважины ведут закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°C и степени сухости 0,6-0,8. Данные параметры определены как наиболее оптимальные по результатам расчетов. Пар с температурой менее 200°C успевает полностью сконденсироваться в стволе скважины. Поэтому границей выбора теплоносителя принята глубина 700 м. При степени сухости пара менее 0,6 и более 0,8 снижается коэффициент вытеснения нефти паром.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.
Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, снижение вязкости нефти и увеличение охвата пласта.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. На участке нефтяной залежи А (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, бурят вертикальные добывающие 1-12 и нагнетательные 13-18 скважины по рядной системе с соотношением рядов добывающих скважин к нагнетательным - 2:1. Расстояние между скважинами а=300 м. Обустраивают скважины 1-18. Пускают скважины в работу.
3
Параметры пласта участка залежи А следующие: глубина 950 м, начальное пластовое давление - 7,8 МПа, начальная пластовая температура - 20°C, проницаемость - 193 мД, пористость - 0,13, вязкость нефти в пластовых условиях - 435 мПа*с, толщина пласта -12 м, газовый фактор Г=10 м/т.
По данным бурения вертикальных скважин 1-18 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.
Между рядами добывающих скважин 1, 5, 9 и 2, 6, 10, а также между 3, 7, 11 и 4, 8, 12, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин бурят горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20, причем горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной согласно моделированию 2,8·а=2,8·300=840 м.
з
г
3
Горизонтальные нагнетательные скважины 19, 20 оборудуют забойными нагревателями через каждые s=50 м, определенной также по гидродинамическому моделированию, и спускают термоизолированную насосно-компрессорную трубу, обустраивают. Забойные нагреватели в рабочем состоянии имеют температуру 200°C. Ведут закачку горячей воды с температурой 95°C на устье через скважины 19, 20 в продуктивный пласт залежи А. К моменту прихода горячей воды к забою скважины температура воды снижается до 50-60°C. Забойные нагреватели при заданном расходе воды Q=100 м/сут и давлением закачки 0,45·Р=0,5·25,9=11,7 МПа обеспечивают согласно расчетам подогрев воды до 90-120°C в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины.
г
в
3
3
Одновременно ведут закачку подтоварной воды в скважины 13-18 при пластовой температуре и отбор жидкости из скважин 1-12. Средний дебит скважин 1-12 по нефти составил 4 т/сут, что обеспечивает отбор попутно добываемого газа с участка залежи А в сутки в объеме V=4·12·10=480 м. Также для обеспечения 100%-ной компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в каждую из скважин 13-18 в объеме Q=10 м/сут.
г
г
в
3
Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия, в каждую вертикальную нагнетательную скважину 13-18 ведут закачку водогазовой смеси с расходом Q=V/N+Q=480/6+10=90 м/сут. Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредствам диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательных скважин 13-18.
Закачка горячей воды в горизонтальные скважины 19, 20 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до добывающих скважин 1-12 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебиты скважин 1-12 увеличиваются пропорционально.
Закачка водогазовой смеси в скважины 13-18 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость.
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 851,2 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,304. По прототипу, при прочих равных условиях, было добыто 680,4 тыс.т нефти, КИН составил 0,243. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,061.
г
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Глубина продуктивного пласта - 600 м. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин 19, 20 выполняют длиной согласно моделированию 1,4·а=2,8·300=420 м. Сначала в течение двух лет скважины 19, 20 отрабатывают на нефть. Вместо горячей воды в горизонтальные нагнетательные скважины 19 и 20 ведут закачку водяного пара при температуре на устье 200°C и степени сухости 0,6-0,8. Закачку ведут при давлении нагнетания 0,85·Р=0,85·14,1=12,0 МПа.
Предлагаемый способ за счет снижения вязкости нефти и повышения коэффициента охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу нефтяной залежи.