Разработка нефтегазовых залежей изоляцией зон качественно различного насыщения

УДК 550.981.55/182 Т.М. Умариев

РАЗРАБОТКА НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ЗОН КАЧЕСТВЕННО РАЗЛИЧНОГО НАСЫЩЕНИЯ

В статье рассматривается важная в научном и практическом отношениях задача вовлечения в разработку нефти и газа нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей. Разработка таких залежей осложняется как возможным газогидродинамическим взаимодействием нефте- и газонасыщенных зон с не контролируемыми перемещениями контактов фаз, так и выпадением в газовой шапке конденсата и выделением из нефти растворенного газа.

С учетом этого в статье разработаны новые способы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, новизна которых подтверждена патентами на изобретение.

Ключевые слова: зоны качественно различного насыщения, купольная часть залежи, гравитационная сегрегация нефти и воды, сплошное водяное зеркало.

T.M. Umariev

DEVELOPMENT OF OIL AND GAS DEPOSITS BY MEANS OF QUALITATIVE SATURATION ZONES ISOLATION

The article discusses important in both research and practice on the tasks involved in developing oil and gas production and gas and oil and gas deposits. The development of such deposits is complicated by a possible gas-hydrodynamic interaction of the oil-and gas-saturated zones not controlled by the movements of contact between the phases, and precipitation in the gas cap condensation and separation of oil dissolved gas.

In view of this article have developed new ways to develop oil and gas and oil and gas reservoirs, the novelty of which is confirmed by patents for inventions.

Keywords: zones qualitatively different saturation dome of the reservoir, gravity segregation of oil and water, solid water glass.

К особенностям нефтегазовых залежей, которые отличают их от чисто нефтяных, относят:

1. наличие дополнительного подвижного раздела «газ-нефть», который ограничивает добывные возможности по скважинам,

2. наличие в интервале вскрытия скважины одновременно газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов,

3. пластовое давление близкое к давлению начала конденсации и выделению из нефти растворенного газа.

Способы разработки в режиме истощения пластовой энергии, которые нашли применение в практике разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, подразделяются на следующие разновидности :

1. первоочередная разработка нефтяной оторочки с временной консервацией газовой шапки,

2. отбор газа из газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки,

3. одновременная раздельная разработка нефтяной оторочки и газовой шапки при медленно понижающемся газонефтяном контакте.

Накопленный нефтепромысловый опыт показывает, что разработка таких залежей в режиме истощения пластовой энергии осложняется как возможным

105

А-

газогидродинамическим взаимодействием между газовой шапкой и нефтяной оторочкой,

так и выпадением в пласте конденсата и выделением из нефти растворенного газа, что дополнительно усложняет фильтрационную картину. Кроме того выпадение в пласте конденсата при снижении в процессе разработки давления ниже давления начала конденсации приводит к безвозвратным потерям последнего на насыщение породы.

Хуже всего обстоит дело том случае, когда нефтяная оторочка повсеместно подстилается подошвенной водой и перекрывается газовой шапкой.

В таких условиях первоочередная разработка нефтяной оторочки с непрерывным отбором нефти из нефтяной оторочки может привести к многочисленным прорывам газа из газовой шапки к интервалам вскрытия добывающих скважин, что в свою очередь сделает невозможным полную выработку нефтяной оторочки.

Отбор газа из газовой шапки с попутной разработкой нефтяной оторочки может привести к значительным потерям нефти на насыщение «сухих песков».

В случае варианта с одновременной и раздельной разработкой нефтяной оторочки и газовой шапки следует указать, что задача удержания горизонтального положения газонефтяного контакта, тем более в процессе его медленного понижения, является чрезвычайно сложной проблемой, которая требует мероприятий по специальному регулированию темпов отбора.

Без такого регулирования разработка залежи будет осложняться локальными прорывами газа или воды к интервалам вскрытия добывающих скважин.

Исходя из изложенного можно сделать вывод, что существующие на сегодняшний день в нефтепромысловой практике способы разработки залежей двухфазного насыщения в режиме истощения пластовой энергии без применения специальных методов по изоляции зон качественно различного насыщения не могут обеспечить приемлемых темпов отбора нефти.

Вследствие этого широкое распространение в отечественной и зарубежной патентно-технической литературе нашли новые приемы повышения эффективности разработки залежей двухфазного насыщения/1/. Многообразие указанных приемов является следствием различия условий залегания объектов рассматриваемого типа. С учетом специфики строения нефтегазовых залежей и в свете вышеприведенных представлений о возможных осложнениях, возникающих при их разработке были выделены способы разработки газо- и нефтенасыщенных зон нефтегазовых залежей с созданием на контакте фаз искусственных экранов. Целесообразность изоляции зон качественно различного насыщения при их одновременно раздельной или поочередной эксплуатации обосновывается в работе /1/.

В числе известных из патентно-технической литературы предложений по разобщению газовой шапки и нефтяной оторочки рассматривается закачка в область газонефтяного контакта тампонирующего материала, установка на контакте фаз цементного моста, разобщение газо- и нефтенасыщенных интервалов с учетом наличия в пределах контакта естественных непроницаемых включений и др.

В техническом решении описанном в работе /2/ предложено создавать экраны закачкой в пласт изолирующего агента. В скважинах пакерами, установленными на уровне газонефтяного(ГНК) и водонефтяного(ВНК) контактов, изолируется нефтенасыщенный интервал, после чего в газо- и водонасыщенную зоны закачивают реагент, снижающий проницаемость коллекторов (например смесь воды и жидких углеводородов) в радиусе 20-25 м вокруг скважины. Одновременно с целью предотвращения проникновения изолирующего материала в нефтенасыщенную зону, в нее закачивают нефть Затем участок фильтра напротив газо- и нефтенасыщенной зон цементируют. Экранирование позволяет в значительной мере затормозить перемещение ГНК и ВНК.

Рис.1. Схема нагнетания жирного углеводородного газа на границе раздела фаз.

1-сепаратор, 2- нефтедобывающая скважина, 3 - начальное положение ГНК, 4 - нагнетательная скважина, 5 - смеситель, 6 - газодобывающая скважина, 7 - газофракционирующая установка, 8 -нагнетательная скважина для закачки сухого газа, 9 - сухой газ, 10 - газоконденсатная часть, 11 - обогащенный (жирный) газ, 12 - нефть.

В другом техническом решении, описанном в работе /3/, предложено закачивать на границе раздела фаз жирный углеводородный газ в объеме 5-15 % от объема нефтенасыщенной части пласта (рис. 1).

Через скважины 2, которые вскрывают нефтенасыщенную зону отбирают нефть с попутным газом, которые разделяют в сепараторе 1. Нефть направляют на нефтеперерабатывающий завод, а попутный газ - в смеситель 5. Туда же направляют жирный газ из газофракционирующей установки 7, который поступает в нее вместе с сухим газом через скважину 6 из газоконденсатной зоны 10. Жирный газ из смесителя закачивают на газонефтяной контакт, а сухой газ из газораионирующей установки через нагнетательную скважину 8 - в купольную часть залежи. Сущность закачки жирного газа в область ГНК состоит в том, что он, растекаясь по нефти, образует надежный барьер, что позволяет вести самостоятельную разработку нефтяной и газоконденсатной частей залежи.

I ч 2 Л

\ ч

6 6 6 6 6 6 ^^ 6 6 6 6 ь 6 V

• • • • # • . • • в : • • • • •  • 8 • * • * • а 9 • >5 9

Рис.2. Схема создания жидкостного вязкого барьера 1, 2- соответственно, нефтедобывающая и водонагнетательная скважины, 3 - газовая шапка, 4 - ГНК,

5 - нефтенасыщенная часть пласта.

Вестник Дагестанского государственного технического университета. Технические науки. № 21, 2011.

А-

В работе /4/ рассматривается способ создания жидкостного, вязкого барьера между газом и нефтью (вода, полимерный или щелочной раствор, эмульсии, пены и т.д.) с целью ухудшения условий для прорыва газа в добывающие скважины и вытеснения нефти по всей плоскости слоя за счет сил гравитации для нефтегазовых залежей с нефтяной оторочкой, имеющей гидродинамически совершенный контакт с газовой шапкой по всей площади (рис.2).

В центральные скважины пятиточечных ячеек или в ряд нагнетательных скважин начинают закачивать вытесняющий агент для образования барьера. Закачку производят в газовую шапку через верхний интервал вскрытия. В этот период отбор нефти осуществляют через угловые скважины пятиточечных элементов или из рядов добывающих скважин через нижние интервалы перфорации хвостовика. Отбор продолжается до прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины и достижения предельного газового фактора, после чего функции скважин меняются. Из центральных скважин пятиточечных элементов, через нижние интервалы перфорации начинают отбирать нефть, а в угловые скважины через верхние интервалы перфорации закаливают рабочий агент. Этот период эксплуатации продолжается до прорыва рабочего агента или газа из верхней части пласта в центральные добывающие скважины и достижения определенного заданного газового фактора или содержания рабочего агента в добываемой продукции.

После этого нагнетание рабочего агента вновь переносится на центральные скважины, а отбор нефти - на угловые скважины пятиточечных элементов. В дальнейшем циклы многократно повторяют.

Зачастую контакт «нефть-вода» в залежах двухфазного насыщения не является совершенным, т.е. зоны качественно различного насыщения могут быть разобщены непроницаемыми глинистыми разделами. В таких случаях области с повышенным фильтрационным сопротивлением целесообразно с учетом наличия на указанной границе естественных низкопроницаемых прослоев /5/.

Л -2 л

6 6 - 6 6 6 —- -— 6 6 "6 : :6 Л 6 6

6 6 6 6 6 ; : 6 ^ 6 6 6 -Т I- 6 6 6 : ь 6! :6 0 Л 6 А о-сл

) 6: : 6 и 6 6 6 6- : 6 О и 6

♦ • • • • —I • • • « • • о е о /в • : в —: •: 9 ; •: к* • • « ;в : • • «  в « ч : - о 6 • 7 •

Рис.3. Учет наличия на контакте «нефть-вода» непроницаемых разделов. 1 и 2 - нефте- и газодобывающие скважины, 3 и 4 - скважины для закачки рабочего агента в литологические слияния и воды в нефтяную часть, 5 и 6 - газовая и нефтяная части пласта, 7 - литологическое слияние .

Схема реализации такого приема показана на рис.3. На нефтегазовой залежи размещают две системы скважин для добычи нефти и добычи газа.

Нагнетательные скважины для закачки рабочего агента в газовую и нефтяную части залежи размещают в местах литологических слияний. Нагнетание воды и экранирование

А-

окон слияний позволяет разрабатывать каждую из этих зон самостоятельными сетками

скважин.

Все вышеописанные технологии по повышения эффективности разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей в большинстве своём связаны с дополнительными издержками.

Существенно меньшие затраты обеспечиваются в технологиях /6, 7/, которые были разработаны в рамках исследований по настоящей теме и защищены патентами.

В технологическом приеме по работе /6/ предлагается заводнение нефтегазовой залежи с учетом капиллярных процессов, которые происходят в области газонефтяного контакта. В основе этих соображений лежит то обстоятельство, что газонефтяной контакт не может представлять собой ровную поверхность. Вследствие действия сил капиллярной пропитки между газо- и нефтенасыщенными интервалами формируется слой определенной толщины, нефтенасыщенность которого меньше,чем нефтенасыщенность нефтяной оторочки. В указанном слое фазовая проницаемость для воды в случае ее попадания в этот слой меньше, чем, например, при совместной фильтрации воды и газа или нефти и воды, поскольку движение в этом слое трехфазное. Это обстоятельство и положено в основу, рекомендуемого к натурному внедрению способа. Способ поясняется на рис.1. Нефтегазовую залежь разбуривают нагнетательными 7 и добывающими 8 скважинами. Интервалы вскрытия нагнагнетательных скважин размещают под кровлей 1, а добывающих в нефтяной оторочке 4. Через нагнетательные скважины 7 производят закачку рабочего агента (воды). Добывающие скважины 8 при этом простаивают. Нагнетаемая вода в процессе гравитационной сегрегации нефтью образует вытянутые вниз языки воды 9, которые, достигнув слоя капиллярной пропитки в пределах ГНК, начинают растекаться по нему. В конечном итоге вдоль ГНК образуется сплошное водяное зеркало 10. Далее пускают в эксплуатацию добывающие скважины 8. Эксплуатацию добывающих скважин 8 продолжают до полной выработки нефтяной оторочки, после чего интервалы вскрытия добывающих скважин переносят в газовую шапку 2 и начинают отбор газа из газовой шапки через те же скважины.

Рис.4. Заводнение нефтегазовой залежи с промежуточным между нефтью и газом слоем

естественного происхождения 1 - кровля, 2 - газовая шапка, 3 - газонефтяной контакт (ГНК), 4 - нефтяная оторочка, 5 - водонефтяной контакт(ВНК), 6 - водонефтяной контакт (ВНК), 6 - подошвенная водонасыщенная зона, 7 - нагнетательные скважины, 8- добывающие скважины, 9 - контакт «газ-вода», 10 - зеркало воды.

Преимущество описанного способа создания барьера между нефте- и газонасыщенными интервалами, состоит в том, что для его создания, в отличие от

известных из литературы и практики разработки, не требуются какие-либо дополнительные затраты. Напротив, при значительных глубинах

залегания залежи и большом этаже газоносности снижаются затраты на проходку и строительство нагнетательных скважин, поскольку последние заканчивают непосредственно под кровлей.

Толщина промежуточного слоя и его начальная нефтенасыщенность зависит от интенсивности проявления капиллярных сил, физико-химических свойств породы коллектора, физико-химических свойств насыщающих породу флюидов и др.

Зачастую интенсивность проявления капиллярных сил оказывается недостаточной для формирования промежуточного слоя естественного происхождения достаточной толщины. В таких случаях слой промежуточной нефтенасыщенности формируют искусственным (техногенным) путем.

Вариант разработки с созданием барьера между газовой шапкой и нефтяной оторочкой техногенным путем показан на рис. 2 /7/ .

Рис.5. Заводнение нефтегазовой залежи с промежуточным между нефтью и газом слоем

техногенного происхождения 1 - кровля, 2 - газовая шапка, 3 - газонефтяной контакт(ГНК), 4 - нефтяная оторочка, 5 - водонефтяной контакт(ВНК), 6 - водонефтяной контакт (ВНК), 6 - подошвенная водонасыщенная зона, 7 - нагнетательные сважины, 8 - добывающие скважины, 9 - интервалы вскрытия нагнетательных скважин, 10 - интервалы вскрытия добывающих скважин в газовой шапке, 11 - интервалы вскрытия добывающих скважин в

нефтяной оторочке.

На первом этапе разработки производят закачку воды непосредственно под непроницаемую кровлю 1 через интервал вскрытия 9 нагнетательных скважин 7. Через интервалы вскрытия 11 добывающих скважин 8 производят отбор нефти из нефтяной оторочки в естественном гравитационном режиме. В процессе отбора нефти газонефтяной контакт медленно понижается и между газовой шапкой и нефтяной оторочкой формируется зона остаточной нефтенасыщенности 12. Работа залежи в гравитационном режиме на этом этапе обусловлена необходимостью предотвращения образования газовых конусов и преждевременного загазовывания добывающих скважин. Нагнетаемая вода образует узкие и вытянутые вниз языки 13, которые достигнув первоначального положения газонефтяного контакта 3, начинают растекаться по нему. Последнее связано с тем, что фазовая проницаемость для воды в системе «газ-вода» выше, чем в системе «газ-нефть-фода», и соответственно вода фильтруется в сторону большей проницаемости, т.е. вдоль первоначального газонефтяного контакта и поверх зоны с промежуточной нефтенасыщенностью 12. С этого момента и до образования вдоль первоначального газонефтяного контакта 3 сплошного водяного зеркала 14 отбор нефти из оторочки 4

110

А-

прекращают. Последнее связано с нежелательностью преждевременного попадания закачиваемой сверху воды в интервалы отбора 11 добывающих скважин 8. По мере растекания языков воды от отдельных скважин и их слияния между собой образуется сплошное водяное зеркало 14. Моментом образования сплошного водяного зеркала считается слияние между собой языков воды от отдельных скважин. Первый этап на этом считается завершенным.

Далее, на втором этапе, закачку воды через нагнетательные скважины 7 прекращают и возобновляют отбор нефти из нефтяной оторочки 4.

Созданный на первом этапе вдоль первоначального положения газонефтяного контакта барьер разобщает газо- и нефтенасыщенную части между собой и исключает образование газовых конусов. Дренирование нефтяной оторочки 4 на втором этапе продолжают до ее полной выработки и появления в продукции добывающих скважин 8 воды. После достижения предельной обводненности добывающих скважин переходят к третьему этапу разработки, на котором отбор нефти через скважины 8 прекращают и начинают полномасштабный отбор газа по всей залежи, которую с этого момента эксплуатируют как чисто газовую. Для этого через верхние интервалы вскрытия 10 добывающих скважин 8 и интервалы вскрытия 9 нагнетательных скважин 7 производят отбор газа.

Вышеизложенное позволяет утверждать, что независимо от способа изоляции зон качественно различного насыщения можно говорить о специфике разработки залежей двухфазного насыщения, которая предопределяется решающим влиянием на нефтеотдачу геометрических параметров(этажи нефте- и газоносности, расстояние между скважинами), физико-химических свойств насыщающих пласт-коллектор флюидов (плотность, вязкость), геологическим строением залежи и интенсивностью проявления капиллярных сил на контакте «нефть-вода».

Задача эффективной разработки нефтегазовых залежей не имеет универсального решения. Необходим дифференцированный подход с учетом в каждом отдельном случае конкретных геологофизических условий. Вышеописанные способы могут стать основой для таких подходов .

Библиографический список:

1. Мартос В.Н., Умариев Т.М. Проблемы и способы разработки газонефтяных и газонефтеконденсатных месторождений, М., ВНИИОЭНГ, Серия: «Нефтепромысловое дело», 1987г.

2. Батурин Ю.Е. и др. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ № 650385, М.кл. Е21В43/16, СибНИИНП, 4с.

3. Аллахвердиева Р.Г. и др. Способ разработки нефтегазовой залежи. Патент РФ № 799534, М.кл. Е21В43/16, М., ВНИИ, 1981, 7с.

4. Сургучев М.Л., Юдин Е.М. Способ разработки нефтяных оторочек и нефтегазовых залежей. Патент РФ № 1163673, М.кл. Е21В43/00, М., 1983, 7с.

5. Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П. и др. Способ разработки нефтяной залежи с широкой подгазовой частью. Патент РФ №1001716, М.кл. Е21В43/00, СибНИИНП, 1979, 5с.

6. Умариев Т.М., Ибрагимов А.И. Способ разработки углеводородной залежи. Патент РФ № 2334870, М.кл. Е21В43/20, опубл. 27.09.2008 г, бюл. № 27.

7. Умариев Т.М. Способ разработки углеводородной залежи. Патент РФ № 2334869, М.кл. Е21В43/20, опубл. 27.09.2008 г, бюл. № 27.