СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
METHOD FOR DEVELOPING OIL-GAS FIELD USING WATER-GAS IMPACT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.
Известен способ разработки месторождений углеводородов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и добычу углеводородов из добывающих скважин, который заключается в том, что для стабилизации водогазовой смеси в воду добавляют химреагенты или их композиции [1. Патент РФ №2244811, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.01.2005 (аналог)].
Известный способ добычи нефти малоэффективен из-за неопределенности в количественной оценке влияния химреагентов или их композиций на стабильность смеси.
Известен также способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, который заключается в поддержании газонасыщенности смеси на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти [2. Патент РФ №2088752, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.1997 (аналог)].
Известный способ добычи нефти также малоэффективен, поскольку зависимость вязкости от газонасыщенности не определена и рассуждения авторов носят интуитивный, предположительный характер.
Известен также способ разработки нефтяной залежи содержащими зоны с вертикальной трещиноватостью пласта, который включает закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве водогазовой смеси нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта, и 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 [3. Патент РФ №2326235, кл. Е21В 43/20, опубл. 16.06.2008 (аналог)].
Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных пластах и из-за невозможности достоверной оценки величины газонасыщенности по уровню соотношения объемов мелких и крупных пор.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, при этом перед закачкой углеводородный газ диспергируют в воде до размеров пузырьков газа меньше размера пор среды и, регулируя газонасыщенность, стабилизируют водогазовую смесь [4. Заявка на изобретение РФ №2000128680, кл. Е21В, 43/16, опубл. 10.10.2002 (прототип)].
Известный способ также недостаточно эффективен из-за неопределенности взаимосвязи газонасыщенности и стабильности смеси.
В изобретении решается задача повышения эффективности водогазового воздействия на месторождениях с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.
Задача решается тем, что в известном способе разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия, который заключается в добыче нефти через добывающие скважины с одновременной закачкой мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, степень диспергированности газа соответствует размерам газовых пузырьков, меньших размера поровых каналов. При этом путем изменения газонасыщенности или добавлением в воду химреагентов или их композиций вязкость смеси увеличивают до уровня, обеспечивающего ее стабильность и равенство с вязкостью нефти. В зонах с вертикальной трещиноватостью пласта закачку осуществляют при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта. Согласно изобретению в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин, а после заводнения пласта выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне. При этом объемная газонасыщенность водогазовой смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине регулируются в соответствии со следующими научно обоснованными расчетными зависимостями [5. Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков и Э.М. Симкин. «Относительно механизма доизвлечения остаточной нефти при водогазовом воздействии на обводненные пласты». Доклады III Междунар. науч. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» т.1 Изд. ОАО "Всерос.нефтегаз. научно-исслед. ин-т", Москва, 2011. стр.163-172]:
- объемная газонасыщенность водогазовой смеси
,
где φ - объемная газонасыщенность;
н
µ - динамическая вязкость нефти, сП;
0
µ - динамическая вязкость воды, сП;
- степень диспергирования газа
,
0г
где а - начальный радиус пузырька, м;
в
2
k - водопроницаемость, м.
В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание смеси, увеличивая ее газонасыщенность в соответствии с формулой
,
трещ
где φ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
трещ
µ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
0
µ - динамическая вязкость воды, сП.
Локальное нагнетание смеси в эти зоны прекращают после изоляции
трещин.
Существенными признаками способа являются:
1. Разработка нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия, которая заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов, через нагнетательные скважины.
2. Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.
3. Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.
4. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.
5. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.
6. Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине в зависимости от соотношения вязкостей нефти и воды по формуле
,
где φ - объемная газонасыщенность;
н
µ - динамическая вязкость нефти, сП;
0
µ - динамическая вязкость воды, сП.
7. Регулируют степень диспергирования газа в нагнетательной скважине в зависимости от водопроницаемости пласта по формуле
,
0г
где а - начальный радиус пузырька, м;
в
2
k - водопроницаемость, м.
8. Осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя газонасыщенность смеси в соответствии с формулой
,
трещ
где φ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
0
µ - динамическая вязкость воды, сП.
трещ
µ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
Признаки 1-3 являются общими с прототипом и аналогами существенными признаками, а признаки 4-8 - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения
В известных технических решениях технология разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия в обводненных и неоднородных по проницаемости коллекторах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, недостаточно эффективна.
Поэтому в предложенном техническом решении задача решается следующей совокупностью операций.
Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает одну нагнетательную и не менее одной добывающей скважин. Затем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с нагнетанием в пласт через нагнетательные скважины мелкодиспергированной водогазовой смеси.
Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.
Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.
В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.
В процессе закачки водогазовой смеси в пласт зоны с остаточной нефтенасыщенностью будут поглощать природный газ, что приведет к падению газовых факторов в этих зонах. Однако затем по мере выработки нефтенасыщенных зон газовые факторы будут восстанавливаться до прежних уровней. В связи с этим:
- выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне;
- регулируют газонасыщенность и степень диспергирования газа в нагнетательных скважинах в соответствии со следующими научно обоснованными зависимостями:
- объемная газонасыщенность водогазовой смеси
,
где φ - объемная газонасыщенность;
н
µ - динамическая вязкость нефти, сП;
0
µ - динамическая вязкость воды, сП;
- степень диспергирования газа в нагнетательной скважине
,
0г
где а - начальный радиус пузырька, м;
в
2
k - водопроницаемость, м;
- осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой
,
трещ
где φ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
трещ
µ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП,
0
µ - динамическая вязкость воды, сП.
Пример конкретного выполнения.
2
н
трещ
Необходимо осуществить водогазовое воздействие на участок карбонатный пласт с матричной водопроницаемостью 50 мкм и вязкостью нефти в пластовых условиях µ=1,5 сП. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважиной. В пределах элемента расположена вертикальная трещина. Для ее изоляции необходима высоковязкая жидкость с вязкостью µ=250 сП.
0
в
3
С этой целью разбуривают участок одним элементом, состоящим из одной нагнетательной и одной добывающей скважины. В нагнетательную скважину закачивают мелкодиспергированную смесь газа в воде. Вязкость воды µ=1,0 сП. Темп нагнетания воды q=200 м/сут.
В процессе нагнетания смеси регулируют ее газонасыщенность и добавляют в воду водные растворы полимеров, такие как, например, полисахариды, которые увеличивают вязкость воды, обеспечивают стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти. Регулируют газонасыщенность в зоне с вертикальной трещиной и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление ее раскрытия. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.
Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине по формуле
,
где φ - объемная газонасыщенность;
н
µ - динамическая вязкость нефти, сП;
0
µ - динамическая вязкость смеси воды с загустителем, сП.
Исходя из этой газонасыщенности темп нагнетания природного газа будет равен
г
3
q=0,2*200=40 м/сут.
И соответственно, темп закачки водогазовой смеси в пласт составит
см
г
в
3
q=q+q=40+200=240 м/сут.
Степень диспергирования газа в нагнетательной скважине зависит от водопроницаемости пласта и регулируется в соответствии с формулой
,
0г
где α - начальный радиус пузырька, м;
в
2
k - водопроницаемость, м.
После прохождения фронта нагнетания выявляются зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов и вертикальной трещиноватостью и осуществляется локальное нагнетание водогазовой смеси в указанные зоны.
В зоне с вертикальной трещиной осуществляют локальное нагнетание смеси вплоть до полной изоляции трещины, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой
,
трещ
где φ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;
трещ
µ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
0
µ - динамическая вязкость воды, сП.
После восстановления газовых факторов на прежнем уровне и изоляции трещины локальное нагнетание смеси в эту зону прекращается.