СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с применением газа на поздних стадиях разработки.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2391495, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2010 г.), 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, при этом 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:
г
с
в
P<Р<Р,
с
где Р - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;
г
в
Р и P - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды,
г
с
в
причем величины Р, Р и Р в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений, при этом 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.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложность осуществления способа, связанная с тем, что 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;
- во-вторых, необходимо постоянно контролировать процесс разработки нефтяной залежи, так как в каждом цикле давления изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений, при этом 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.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2090742, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1997 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, циркуляцию в пласте вытесняющего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины и отбираемого через добывающие скважины, при этом нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции осуществляют через скважины, располагаемые в интервале ниже текущего положения водонефтяного контакта, а между ними на повышенных участках структуры располагают нефтяные добывающие скважины и отбирают нефть через вертикальный ствол из прикровельного интервала, и/или через располагаемые в прикровельном интервале горизонтальный ствол, и/или горизонтальную скважину, или каверну, образованную в прикровельном интервале продуктивного пласта, и/или в примыкающем к нему интервале вышележащих пород, причем одновременно с отбором нефти на повышенных участках структуры прикровельного интервала продуктивного пласта фильтровую часть призабойной зоны пласта периодически гидрофобизируют, при этом гидрофобизацию призабойной зоны пласта осуществляют закачкой в скважину нефти, эмульсии, раствора поверхностно-активного вещества, газа, а в качестве вытесняющего агента используют воду, водогазовую смесь.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, небольшой по площади охват залежи вытесняющим агентом, так как закачка агента производится через интервалы перфорации вертикальных нагнетательных скважин;
- во-вторых, использование в качестве вытесняющего агента воды или водогазовой смеси на поздних стадиях разработки обводнившейся нефтяной залежи, содержащей прослойку из плохо проницаемых пород (глины, соли, гипсы, ангидриты), малоэффективно, поскольку практически невозможно вытеснить остаточную нефть из коллектора в ствол добывающей скважины сквозь прослойку плохо проницаемых пород;
- в-третьих, бесконтрольная закачка вытесняющего агента (воды и/или водогазовой смеси) может привести к прорыву его в добывающие скважины и еще большему обводнению добываемой продукции.
Задачей изобретения является увеличение охвата залежи вытесняющим агентом, а также повышение эффективности вытеснения остаточной нефти из коллектора в добывающую скважину сквозь прослойку плохо проницаемых пород на поздней стадии разработки обводненной нефтяной залежи с контролем за состоянием разработки нефтяной залежи путем отбора проб добываемой продукции.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку вытесняющего агента, в качестве которого используется вода или водогазовая смесь через нагнетательные скважины, выполненные вертикальными, интервалы перфорации которых находятся в залежи ниже текущего положения водонефтяного контакта, а отбор продукции через добывающие скважины, выполненные вертикальными и/или горизонтальными и размещенные на повышенных участках залежи, интервалы перфорации которых расположены в прикровельном интервале залежи.
Новым является то, что при обводненности добываемой продукции ниже экономически рентабельной величины в нефтяной залежи, содержащей прослойку из плохо проницаемых пород, из вертикальных нагнетательных скважин, в подошве залежи бурят горизонтальный ствол или многозабойные разветвленно-направленные стволы, так чтобы он(и) размещался(ись) под забоями добывающих скважин, а в качестве вытесняющего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины, используют свободный газ углеводородного типа с содержанием гомологов метана 25% и более, при этом закачку свободного газа производят при температуре 20-40°С и при забойном давлении закачки газа на 20% ниже давления насыщения, при этом периодически путем отбора проб отбираемой продукции из добывающих скважин определяют величину газового фактора и химический состав газа и при выявлении прорыва газа в отдельные добывающие скважины отбор продукции из них сокращают на 50%, а при повторном прорыве газа в эти добывающие скважины закачку газа в нагнетательную скважину, из которой газ поступает в эти добывающие скважины, прекращают и проводят закачку расчетного объема вязкой жидкости, после чего закачку свободного углеводородного газа в эту нагнетательную скважину возобновляют.
На фигурах 1 и 2 изображена схема осуществления способа разработки нефтяной залежи.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
n
n
n
n
n
n
n
Способ разработки нефтяной залежи 1 (см. фиг.1) включает бурение нагнетательных 2; 2'; ….2 и добывающих 3; 3'; …3 скважин по любой известной сетке, например по такой, которая изображена на фиг.1. Нагнетательные скважины 2; 2'; …2 выполнены вертикальными, а их соответствующие интервалы перфорации 4; 4'; …4 находятся в залежи 1 ниже текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) 5 (см. фиг.2), а добывающие скважины 3; 3'; …3 (см. фиг.1 и 2) выполнены как вертикальными, так и горизонтальными, размещены на повышенных участках залежи 1, интервалы перфорации 6; 6'; …6 соответствующих добывающих 3; 3'; …3 скважин расположены в прикровельном интервале 7 залежи 1.
n
n
n
n
n
Производят обустройство нагнетательных 2; 2'; …2 и добывающих 3; 3'; …3 скважин нефтяной залежи 1. После чего в нагнетательные скважины 2; 2'; …2 производят закачку вытесняющего агента, в качестве которого используется вода или водогазовая смесь. С помощью скважинных насосов (на фиг.1 и 2 не показано) осуществляют отбор продукции, поступающей в стволы через интервалы перфорации 6; 6'; …6 (см. фиг.2) соответствующих горизонтальных и вертикальных добывающих скважин 3; 3'; …3.
По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она обводняется и ее разработка становится ниже экономически рентабельной величины. Экономически рентабельная величина разработки нефтяной залежи 1 (см. фиг 1 и 2) зависит от степени (процента) обводненности добываемой продукции и определяется индивидуально для каждой нефтяной залежи. Например, разработка нефтяной залежи Ромашкинского месторождения Республики Татарстан становится ниже экономически рентабельной величины, если обводненность добываемой продукции превышает 93%. Кроме того, наличие в нефтяной залежи прослойки из плохо проницаемых пород 8 осложняет вытеснение остаточной нефти из пород коллекторов.
n
n
n
n
n
При обводненности добываемой продукции свыше 93%, например при обводненности добываемой продукции 95%, из вертикальных нагнетательных скважин 2; 2'; …2 в подошве залежи 1 бурят горизонтальный ствол или многозабойные разветвленно-направленные стволы, например соответствующие этим нагнетательным скважинам 2; 2'; …2 горизонтальные стволы 9; 9'; …9, так чтобы он(и) размещался(ись) под забоями добывающих скважин 3; 3'; …3 (см. фиг.2). В качестве вытесняющего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины 2; 2'; …2, используют свободный газ углеводородного типа с содержанием гомологов метана 25% и более.
Известно, что обводненная нефтяная залежь, содержащая плохо проницаемые породы 8, называющиеся покрышками (флюидоупорами), которыми являются глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые виды карбонатных пород, не позволяют мигрировать остаточной нефти, содержащейся в коллекторах, как терригенных (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатных (известняки, мел, доломиты) пород, которая остается в залежи на поздней стадии разработки через эти плохо проницаемые породы, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение, и наилучшим с этой точки зрения является свободный углеводородный газ.
4
5
12
2
2
2
2
По химическому составу свободный углеводородный газ это смесь углеводородов от СН до CH, азота (N) углекислого газа (СО) сероводорода (HS), водорода (Н), гелия (Не), оксида углерода (СО), аргона (Аr), паров ртути (Hg) и т.д.
Растворимость свободных углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Известно, что жирный газ с содержанием гомологов метана 25% лучше растворяется в нефти, чем сухой, более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.
Закачка свободного углеводородного газа должна проводиться при определенном оптимальном режиме растворения газа в нефти.
3
3
3
3
3
3
3
Проведенные исследования показали, что свободные углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры. Так, например, в нефти Ромашкинского месторождения Республики Татарстан при забойном давлении закачки газа Р=15 МПа и температуре t=40°С в 1 м нефти растворяется 59 м газа, а уже при температуре t=60°С, при этом же давлении Р в 1 м нефти растворяется 53 м, и наоборот, если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при забойном давлении закачки газа Р=20-25 МПа и температуре 90-95°С наступает обратная растворимость - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ.
Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.
нас
нac
3
3
Закачку свободного газа производят с помощью компрессора (на. фиг.1 и 2 не показано) при температуре 20-40°С и при забойном давлении закачки газа на 10-15% ниже давления насыщения Р, т.е. давление, при котором из нефти начинает выделяться газ, кроме того, свободный углеводородный газ должен быть очищен от азота, так как азот плохо растворяется в нефти. Так, например, если давление насыщения P=18 МПа, то забойное давление газа в процессе закачки не должно превышать Р=15,3-16,2 МПа, поэтому при закачке газа забойное давление не должно превышать Р=15,3-16,2 МПа.
n
n
Газ в нагнетательные скважины 2; 2'; 2''…2 (см. фиг1 и 2) и соответственно в их горизонтальные стволы 9; 9'; …9 закачивают через колонну НКТ (на фиг.1 и 2 не показано), спускаемую до верхней части интервала перфорации 10 горизонтального ствола 9 (см. фиг.2) в подошву 11 нефтяной залежи 1. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной нагнетательной скважины перекрывают пакером (на фиг.1 и 2 не показано), устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции обсадной колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.
n
n
Газ, попавший в подошву 11 (см. фиг.2) залежи 1, растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости нефти в залежи 1 и к увеличению коэффициента вытеснения, поэтому нефть из пород коллекторов, находящихся в подошве 11 нефтяной залежи 1, поднимается вверх и вытесняется сквозь плохо проницаемые породы 9 и через интервалы перфорации 6; 6'; …6, и продукция поступает в стволы добывающих скважин 3; 3'; …3. Откуда продукция насосами отбирается на поверхность.
n
n
n
По мере выработки остаточных запасов нефти из пород коллекторов возможны прорывы газа в отдельные добывающие скважины 3; 3'; …3, что увеличивает удельный расход газа и энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины 3; 3'; …3 происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Поэтому периодически путем отбора проб отбираемой продукции из добывающих скважин 3; 3'; …3 определяют величину газового фактора, а также химический состав газа и при выявлении прорыва газа в отдельные добывающие скважины, например в добывающую скважину 3'', отбор продукции из них сокращают на 50%. В результате чего возрастает забойное давление в добывающей скважине 3'' и снижается или полностью прекращается поступление газа через интервал перфорации 6'' в ствол этой добывающей скважины 3''. Если в эти же добывающие скважины, т.е. в добывающую скважину 3'', прорыв газа произошел повторно (судят по повторному увеличению газового фактора и химическому составу отбираемого газа), то в нагнетательную скважину 2 с соответствующим горизонтальным стволом 9, гидравлически связанным с этими добывающими скважинами, т.е. добывающей скважиной 3", прекращают подачу газа и производят закачку расчетного объема вязкой жидкости. В качестве вязкой жидкости могут использоваться водные растворы полимеров или биополимеров. Например, водный раствор полимера, где в качестве полимера используют полиакриламид (ПАА) гель, выпускаемый по ТУ 6-01-1049-92, который добавляется в воду в концентрации от 0,025 до 0,5%, например в концентрации 0,05%. Регулируя концентрацию ПАА, можно добиться требуемой вязкости жидкости. Также может использоваться водный раствор биополимера ксантанового типа, например биополимер жидкий ксантантовый (БЖК), выпускаемый в соответствии с ТУ 2458-002-50635131-2003 г., который добавляется в воду в концентрации от 0,025 до 0,5%. Применение вязкой жидкости на основе полимеров или биополимеров увеличивает вязкость закачиваемой воды. Расчетный объем вязкой жидкости определяют опытным путем в зависимости от объема порового пространства коллектора и коэффициента пористости, через который прорвался газ в ствол добывающей скважины 3''. Прорыв газа происходит по проницаемому прослою (на фиг.1 и 2 не показано) среди плохо проницаемых пород 8 (см. фиг.2). Вязкая жидкость заполняет проницаемый прослой и таким образом затрудняет фильтрацию газа в ствол добывающей скважины 3'' по такому прослою, после чего закачку свободного углеводородного газа в нагнетательную скважину 2 возобновляют.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить охват залежи вытесняющим агентом за счет бурения из существующих нагнетательных скважин горизонтальных или многозабойных разветвленно-нагнетательных стволов, а также повысить эффективность вытеснения остаточной нефти из коллектора в добывающую скважину сквозь прослойку плохо проницаемых пород на поздней стадии разработки обводненной нефтяной залежи за счет использования в качестве вытесняющего агента свободного углеводородного газа с контролем за состоянием разработки нефтяной залежи путем отбора проб добываемой продукции и предотвращения попадания свободного газа в стволы добывающих скважин.