СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
GAS-OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности.
Известен способ разработки газонефтяной залежи, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание воды и создание барьерного заводнения, т.е. изоляции частей пласта, содержащих газ и нефть, после чего осуществляют раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через соответствующие скважины. Недостатком данного способа является низкий дебит скважин, продуцирующих высоковязкую нефть, и возможность образования водяных «языков» с последующим прорывом воды в нефтяные скважины, приводящим к нерентабельности их эксплуатации [1].
Известен также способ разработки газонефтяной залежи с использованием горизонтальных скважин, причем одна из них расположена выше газонефтяного контакта, а другая - ниже водонефтяного контакта (т.е. ниже газонефтяного контакта) и нагнетанием воды для образования барьера над газонефтяным контактом [2]. Недостатком данного способа является возможность разрушения водяного барьера, разделяющего пласт на две области, содержащие газ и нефть.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет исключения образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии, в обеспечении самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущении прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. Способ поясняется следующими чертежами:
Фиг. 1 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины перед началом закачки водонефтяной эмульсии.
Фиг. 2 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.
Фиг. 3 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности перед началом закачки водонефтяной эмульсии.
Фиг. 4 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.
На всех фигурах: 1 - нефтяная (нефтедобывающая) скважина, 2 - газовая (газодобывающая) скважина, 3 - газонасыщенная часть пласта, 4 - нефтенасыщенная часть пласта, 5 - водонасыщенная часть пласта.
Сущность изобретения заключается в следующем.
3
На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей нефть вязкостью более 180 сП и плотностью более 900 кг/м, предусматривают бурение горизонтальных протяженных скважин. При этом горизонтальные скважины располагаются строго друг под другом: параллельными (при этом, если скважины были перфорированы, зоны перфорации верхней и нижней горизонтальных скважин могут располагаться в шахматном порядке) или скрещенными. Часть скважин будет расположена над зоной газонефтяного контакта, нижняя - под зоной газонефтяного контакта. В верхние горизонтальные скважины нагнетают воду, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз - до зоны нефтяной оторочки. После этого выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии, имеющей повышенную вязкость - через такой слой сложно проникнуть газу и, кроме того, увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается довольно надежная изоляция нефтяной оторочки от газовой шапки в окрестности рассматриваемых скважин. Затем в те же, верхние, скважины закачивают гидрофобную жидкость - она также опускается вниз и, распределяясь в объеме пласта, создает над водонефтяной эмульсией еще один слой, который препятствует продвижению этой эмульсии вверх - в газовую часть пласта.
Таким образом, закачка гидрофобной жидкости позволяет создать зону, непроницаемую для водонефтяной эмульсии, а последняя, в свою очередь, предотвращает попадание нефти в газовую шапку. Этим обеспечивается достижение технического результата изобретения.
После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние (позиции на чертежах 1 и 2).
Объемы воды и гидрофобной жидкости определяются по формуле
1
2
Q=A*h*ε*k*k,
3
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м;
2
A - площадь газонефтяного контакта, м;
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости, м;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта, безразмерная величина;
1
k - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5;
2
2
4
3
k - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В качестве гидрофобной жидкости могут использоваться гидрофобные эмульсии (патенты на изобретение №№: 2241830, №: 2281385, №2257469), а также водный раствор Al(SO) и др.
Для контроля над процессом перемещения вниз нагнетаемой воды за счет уменьшения гравитационных сил в нее можно добавлять любой газ (предпочтительно, азот или, например, углекислый газ). При этом удельный вес уменьшается, и скорость фильтрации воды вниз будет снижаться.
Для увеличения прочности слоя водонефтяной эмульсии в закачиваемую воду может добавляться поверхностно-активное вещество (ПАВ), в качестве которого могут использоваться альфа-олефин сульфонат натрия (AOS), лауриламидопропил бетаин (LAB-35), лауретсульфат натрия (SLES), кокамидопропиламин оксид (CAO-30), линейная алкилбензоловая сульфокислота (LABSA), биоПАВ (США №440908), биоПАВ УНИ-РЕМ-Э-7. Использование ПАВ повышает стабильность водонефтяной эмульсии и способствует более полному вытеснению газовых пузырьков из малых пор с замещением их водонефтяной эмульсией, что повышает охват залежи эффектом от применения технологии.
Расположение зон перфорации (если она была произведена) в шахматном порядке при параллельном размещении скважин обеспечивает исключение или уменьшение размеров нефтяных «линз» с высокой вязкостью, поскольку траектория движения границы раздела воды и нефти приобретает горизонтальную составляющую, способствующую вытеснению нефти.
Способ реализуют следующим образом.
В верхнюю горизонтальную скважину нагнетают порцию воды, которая под действием сил гравитации начинает опускаться в пласте вниз до зоны нефтяной оторочки, после чего выдерживают паузу, в течение которой происходит контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, который изолирует друг от друга части пласта, заполненные газом и нефтью, с последующей закачкой гидрофобной жидкости в объеме, исключающем проникновение водонефтяной эмульсии и нефти в газовую зону пласта, после чего начинают раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через верхнюю и нижнюю горизонтальные скважины соответственно.
Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений опробован на цифровых моделях с условиями, идентичными Русскому нефтегазовому месторождению.
3
Разрабатываемая газовая залежь с нефтяной оторочкой имеет следующие характеристики: залежь имеет сложное геологическое строение, расположена на глубине 660-920 м, пластовое давление 7.9-9.4 МПа, пластовая температура 13.5-22°C, оторочка высоковязкой нефти ~80 м, обширная метановая газовая шапка, проницаемость 3-2500 мД, нефтенасыщенность 60-85%, плотность пластовой нефти 0,941 г/см, вязкость нефти ~180 сП, пористость - 32%. ГНК условно принят - 792 м.
Смоделированы три сценария реализации технологии - с различными составами гидрофобной жидкости и разным объемом воды на первой стадии:
3
3
3
3
3
3
1) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 982800 м с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 196560 м с последующей выдержкой 14 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости использовался следующий состав эмульсионной композиции: эмульгатор ЯЛАН-Э2 - 3931 м; дизельное топливо - 78624 м; минерализованная вода, плотностью 1200 кг/м - 114005 м;
3
3
3
3
3
2) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1097460 м с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 219492 м с последующей выдержкой 5 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости в скважину закачали жидкость, состоящую из 43898 м легкой нефти, 166814 мминерализованной воды и 8780 м НЕФТЕНОЛа (углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина);
3
3
2
4
3
3) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1228500 м с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 250000 м с последующей выдержкой 48 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости моделировался 20%-ный водный раствор Al(SO).
Объем гидрофобной жидкости для закачки в пласт определялся по ранее приведенной формуле
1
2
Q=A*h*ε*k*k,
3
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м;
2
A - площадь газонефтяного контакта: в рассматриваемом примере определялась с использованием геологических карт месторождения графическим методом, равна 1300000 м;
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости: в рассматриваемом примере принята равной 0,5 м;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта: для Русского месторождения определена по результатам анализа керна и равна 0,3;
1
k - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5. В рассматриваемом примере на основе сопоставления результатов анализа керна по разным частям Русского месторождения принят равным 2,1.
2
k - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В данном примере для разных сценариев величина переменная, зависящая от конкретных свойств гидрофобной смеси (жидкости), принят равным 2,4 в сценарии 1; 2,68 - в сценарии 2; 3,0 - в сценарии 3.
После этого начали эксплуатацию газовой шапки и нефтяной оторочки. При этом перемещения водонефтяного контакта и образования газовых «языков» на протяжении нескольких лет обнаружено не было (в пределах погрешности измерения). Газовый фактор в нефтяных скважинах соответствовал исходному газосодержанию нефти, а в продукции газовых скважин нефть отсутствовала, что свидетельствовало о достаточном количестве закачанной воды и гидрофобной жидкости.
Положение водонефтяного контакта в модели контролировалось через куб нефтенасыщенности; на практике это осуществимо через вертикальные контрольные пьезометрические скважины, добыча или закачка через которые не ведется.
Таким образом, заявленный технический результат, заключающийся в:
а) повышении коэффициента извлечения нефти за счет предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии,
б) обеспечении параллельной независимой эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки при недопущении прорыва газа в нефтяную часть пласта и нефти в газовую,
реализуется в полной мере.