СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОДОШВЕННОГО ТИПА
METHOD OF DEVELOPING OIL RIM OF BOTTOM OIL-AND-GAS FIELD

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может применяться при разработке нефтяных оторочек и нефтегазовых залежей подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами.
Известна технология разработки нефтяного пласта, включающая нагнетание в нефтяной пласт через нагнетательные скважины на первой стадии смесь углеводородных газов, а на второй стадии - воду и добычу нефти через добывающие скважины. Нагнетание смеси углеводородных газов производят в объеме до половины порового объема нефтяного месторождения при одновременной добыче нефти. Процесс регулируют нагнетанием воды с учетом неизменности пластового давления и прекращают добычу при полном заводнении скважин. (SU №1243632, Е21В 43/18, 1986 г.).
Недостатком данной технологии является необходимость иметь отдельные сетки нагнетательных газовых и водяных скважин, расположенных на всей площади, что усложняет их эксплуатацию, при этом значительно удорожается обустройство системы нагнетания в пласт вытесняющих агентов.
Известна технология разработки нефтяных и газонефтяных месторождений с использованием газа из газового пласта путем перепуска газа в нефтяной пласт по внутрискважинной схеме или путем смешения газа с потоком воды на поверхности и закачки водогазовой смеси по затрубному пространству в вышележащие нефтяные горизонты. (Островский Ю.М., Фаниев Р.Д., Яниев В.Е. Некоторые вопросы технологии и техники газоводяной репрессии на нефтяные пласты. Сб. Разработка нефтяных месторождений. Труды института нефтяной промышленности, УкрНИИПНД, М., 1973, вып. XI-XII, с.212-216).
Недостатком данной технологии является то, что вытесняющий агент (газ, вода) перепускается или нагнетается только в один из интервалов пласта; при этом анализируемая технология не позволяет осуществлять одновременную подачу различных вытесняющих агентов при разработке газонефтяных залежей и нефтяных оторочек.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, путем разбуривания залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачки в область водонефтяного контакта 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, и одновременного отбора продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора, а также тем, что закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки. (RU №2307239 C1, E21B 43/20, 2006 г.).
Однако этот способ неэффективен в условиях месторождений с нефтяными оторочками подошвенного типа, для добычи запасов вязкой нефти и из нефтяных оторочек малой толщины. Причина неэффективности заключается в неравномерном и неполном извлечении нефти из нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности извлечения нефти при закачке в пласт водогазовой смеси за счет более равномерного и полного вытеснения нефти из нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами.
Для достижения указанного технического результата заявленный способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа заключается в бурении скважин в нефтегазовом месторождении, смешивании газа и воды в объемном соотношении от 1:9 до 6:4 до получения водогазовой смеси с плотностью, равной или меньшей плотности нефти в пластовых условиях, закачке предварительно приготовленной водогазовой смеси в область нефтегазового контакта через скважины и последующем отборе нефти из добывающих скважин.
Кроме того, водогазовую смесь готовят путем смешения газа, выбранного из группы: углеводородный газ, азот, попутный нефтяной, природный углеводородный газ, и воды, выбранной из группы: техническая пресная вода, оборотная вода, вода из подземных источников, с помощью стандартного оборудования.
Способ заключается в следующем. В нефтегазовом месторождении бурят скважины. Готовят водогазовую смесь путем смешения с помощью стандартного оборудования газа, выбранного из группы: углеводородный газ, азот, попутный нефтяной, природный углеводородный газ, и воды, выбранной из группы: техническая пресная вода, оборотная вода, вода из подземных источников. Для получения водогазовой смеси газ и воду берут в объемном отношении от 1:9 до 6:4 до достижения плотности водогазовой смеси, равной или меньшей плотности нефти в пластовых условиях.
Закачивают в область нефтегазового контакта через скважины предварительно приготовленную водогазовую смесь. Отбор нефти, по необходимости и газа, ведут через добывающие скважины.
Использование заявленной водогазовой смеси, в отличие от смеси по прототипу, позволяет избежать отрицательного действия гравитационных сил, приводящих к «проваливанию» разделительного барьера вниз, что особенно важно при небольших толщинах нефтяной подгазовой оторочки. Фильтрационное сопротивление при движении в пористой среде пласта водогазовой смеси существенно выше, чем при движении водогазовой смеси по прототипу. Поэтому фронт движения водогазовой смеси будет более ровным, а «прочность» барьера, разделяющего газ и нефть будет выше.
Разделение газовой шапки и подгазовой оторочки нефти на два объекта позволяет эффективно и с минимальными потерями добывать нефть и, в дальнейшем, газ. Водогазовая смесь обладает значительно большей нефтевытесняющей способностью, чем газ и вода по отдельности. Поэтому при применении водогазовой смеси для вытеснения нефти наблюдаются значительно более высокие коэффициенты вытеснения нефти, чем при вытеснении нефти водой и газом, т.е. уменьшается остаточная нефтенасыщенность пористой среды. Поэтому при смешении положения барьера в пласте меньшее количество нефти будет теряться, а степень извлечения нефти увеличится.
Примеры выполнения по данному способу.
3
3
Пример 1. Подготовка модели пласта. Кернодержатель из органического стекла, схема которого представлена на чертеже, заполняли кварцевым песком, насыщали под вакуумом моделью воды сеноманского горизонта (плотность 1030 кг/м при 20°С). Затем из пористой среды вытесняли воду продувкой азота до тех пор, пока вода не прекращала выделяться. При этом воздух подавали сверху в вертикально расположенную модель пласта. Снизу в модель закачивали изовискозную модель нефти Тазовского нефтегазового месторождения (плотность - 919 кг/м, вязкость 58 мПа·с). Перед закачкой нефти в модели снижали давление до 5-6 кПа и закачку нефти вели с малой скоростью. Визуально следили за высотой подъема нефти и, когда газонефтяной контакт оказывался на 1,5-2 см ниже трубки для подачи вытесняющих агентов, закачку прекращали. Закрывали вентиль 3 и в модель подавали газ до давления 0,5 МПа.
Первый этап эксперимента. Через вентиль 1 в модель пласта закачивали вытесняющий агент - водогазовую смесь по прототипу, что моделировало закачку вытесняющего агента в область газонефтяного контакта. При этом газ выходил через вентиль 1, а вентиль 3 был закрыт. После заполнения газонасыщенной части вытесняющим агентом все вентили закрывали, модель пласта оставляли в покое на 7 суток, после чего визуально определяли состояние газонефтяного контакта.
Второй этап эксперимента. Через вентиль 1 в модель пласта закачивали вытесняющий агент - водогазовую смесь (по заявленному способу). Для получения водогазовой смеси газ и воду берут в объемном отношении 1:9. При этом вентиль 2 был закрыт, а вентиль 3 открыт, что моделировало смещение нефтяной оторочки под действием заявленной водогазовой смеси. При этом визуально наблюдали за фронтом вытеснения нефти указанной водогазовой смесью.
Результаты эксперимента приведены в табл.1.
Полученные результаты показывают, что использование в качестве вытесняющего агента в область водогазового контакта водогазовой смеси с плотностью, равной или меньшей плотности нефти, более эффективно, чем в прототипе.
3
Пример 2. Вытесняющий агент, используемый для разделения газовой шапки и нефтяной оторочки при барьерном заводнении, должен эффективно вытеснять нефть. Исследование нефтевытесняющей способности по прототипу и по заявляемому способу проводили по следующей методике. Корпуса моделей пласта набивали сеноманским керном, насыщали под вакуумом минерализованной водой плотностью 1030 кг/м (модель воды сеноманского горизонта). Затем через модель пласта фильтровали минерализованную воду для определения проницаемости пористых сред по воде. Насыщение изовискозной моделью нефти проводили в процессе фильтрации. Для этого изовискозную модель нефти подавали сверху в вертикально расположенную модель пласта, а на выходе измеряли объемы воды и нефти. В процессе насыщения через модель фильтровали не менее 4 п.о. нефти. В конце насыщения измеряли проницаемость модели по нефти с остаточной водой. Начальную насыщенность определяли методом материального баланса.
Модель пласта вертикально помещали в воздушный термостат и выдерживали при температуре опыта (равной пластовой температуре) не менее 10 часов. Затем в модель пласта с постоянной скоростью закачивали водогазовую смесь. При этом газ и воду берут в объемном отношении 6:4. На выходе из модели пласта измеряли с помощью мерников высокого давления количество выделившейся нефти и количество прошедшего через модель вытесняющего агента. За изменением перепада давления следили по автоматическому датчику давления с записью показаний ПЭВМ. Для приготовления водогазовой смеси использовали метан и модель воды сеноманского горизонта.
Результаты эксперимента приведены в табл.2 и 3.
Сопоставление данных табл.2 и 3 показывает, что нефтевытесняющая способность заявленной водогазовой смеси намного выше, чем по прототипу. Остаточная нефтенасыщенность в случае использования в качестве вытесняющего агента по прототипу составляет 36,5%, а при использовании в качестве вытесняющего агента заявленной водогазовой смеси составляет 18,7%, т.е. почти в 2 раза меньше.
Таким образом, использование заявляемого способа разработки позволит значительно повысить эффективность извлечения нефти при закачке в пласт водогазовой смеси за счет более равномерного и полного вытеснения нефти из нефтяной оторочки нефтегазовых месторождений подошвенного типа, в том числе с вязкой нефтью и с активными подстилающими водами.