СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке неоднородных по коллекторской характеристике пластов залежей нефти с заводнением, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью.
Известен способ разработки залежи (патент РФ №2123586, МПК8 Е21В 43/22, 20.12.1998 г., БИ №35) с заводнением водогазовым раствором путем закачивания через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества.
Недостатком способа разработки залежи нефти с закачиванием водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение соотношения газ:вода в водогазовой смеси для получения наибольшего прироста коэффициента нефтеотдачи, но не указан необходимый суммарный объем закачивания водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов залежей нефти, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.
Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения, - Нефтяное хозяйство, 1990, 3, с.35-39)
Этот способ не обеспечивает высокого охвата нефтяного месторождения воздействием, что связано с расслоением водогазовой смеси в пласте и последующим прорывом газа к добывающим скважинам.
Наиболее близким к предполагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2297523, МПК8 Е21В 43/16, 11.07.2005 г. от 2007 г., бюл №11).
Способ разработки нефтяной залежи, включает последовательную закачку газа и оторочек водогазовой смеси в циклическом режиме через две нагнетательные скважины в два этапа. На первом этапе осуществляют одновременную закачку газа в обе нагнетательные скважины до начала устойчивого повышения газового фактора хотя бы в одной из добывающих скважин фонда, критерием чего считают увеличение текущего значения газового фактора этой скважины на величину разницы между максимальным и минимальным газовыми факторами скважин фонда на момент начала воздействия. На втором этапе осуществляют циклическую попеременную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки оторочки, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, с газосодержанием в 2-3 раза выше газосодержания смеси базового состава, в нагнетательную скважину с большей приемистостью, и оторочки, состоящей из воды и газа, с базовым газосодержанием около 25% в термобарических условиях рассматриваемой залежи, в нагнетательную скважину с меньшей приемистостью, объемами равными 1-2% от объема пор пласта в области воздействия каждой из скважин, после чего в нагнетательные скважины закачивают оторочки воды, объемами, равными 5% от объема пор пласта в области воздействия скважин, причем нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с большим газосодержанием и нагнетательную скважину для закачки оторочки смеси с меньшим газосодержанием выбирают на этапе закачки оторочки воды по вышеописанному признаку, а в качестве газовой фазы используют попутный, природный газ или их смесь.
9
В качестве ПАВ используют НПАВ типа ОП-10 и АФ-12 с содержанием в закачиваемой водной фазе водогазовой смеси от 0,1 до 5 мас.%.
Недостатком этого способа является низкий охват малопроницаемых зон пласта вытесняющим агентом.
Решаемая, предлагаемым изобретением, задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности разработки нефтяной залежи. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, снизится обводненность добываемой нефти и уменьшится опасность преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем одновременное закачивание оторочек водогазовой смеси при соотношении газ:вода равным 2:1 и объеме закачивания равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта в нагнетательную скважину, и тампонирующего состава в добывающую скважину, при этом тампонирующий состав закачивают циклически объемом не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта, причем в каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава полимер-силикатную композицию (ПСК) по ТУ 2458-001-89193842-2008. ПСК представляет собой смесь биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок. Динамическая вязкость композиции в зависимости от состава ПСК составляет 40-227 мПа·с. Показатель активности водородных ионов (рН) колеблется в пределах 11,3-11,5. ПСК относится к малоопасным веществам, 4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007.87
Физическая сущность изобретения состоит в сочетании двух процессов, происходящих в пластах.
Первый из них заключается в осуществлении способа закачивания водогазовой смеси с целью повышения охвата вытеснением. Водогазовая смесь или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами нефти, которые стимулируют массообмен нефти между ними, т.е. водогазовая смесь или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.
Второй процесс связан, также, с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением, за счет обработки добывающих скважин с повышенным газовым фактором, полимерсиликатной композицией, которая позволит заблокировать высокопроницаемые участки и трещины пласта и перенаправить вытесняющий агент (водогазовую смесь, газ и воду) к участкам более низкой проницаемости, предупредит преждевременный прорыв газа.
На следующем этапе переходят на закачивание воды в нагнетательные скважины.
В результате реализации предлагаемого способа будет получен дополнительный эффект, повышение коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью и увеличения коэффициентов охвата заводнением за счет тампонирования высокопроницаемых пропластков модели пласта.
Согласно результатам проведенных лабораторных исследований по испытанию технологии ВГВ в карбонатных коллекторах каширо-подольских отложений, верейского горизонта, турнейского и башкирского ярусов коэффициент вытеснения нефти равен 0,630-0,674; по предлагаемому способу 0,751; по прототипу 0,59.
1. Пример конкретного осуществления способа водогазового воздействия.
На опытном участке Илишевского месторождения осуществляется опытно-промысловые работы по применению водогазового воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и утилизации попутно-добываемого газа.
3
Опытный участок включает одну нагнетательную и три добывающие скважины. Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона. Глубина залегания 1309 м, нефтенасыщенная толщина - 10,4 м. Приемистость 300 м/сут. при забойном давлении закачивания 3,3 МПа. Нефть относится к типу тяжелых, смолистых и парафинистых. Обводненность добываемой продукции 98,1%.
Водогазовая смесь готовится эжектором при соотношении газа и воды равным 2:1 в пластовых условиях. Для этого силовым насосом по линии нагнетания воды, подают под давлением воду в рабочее сопло эжектора. При истечении воды через рабочее сопло с высокой скоростью создается разряжение в приемной камере эжектора, куда подсасывается газ по линии подачи газа.
3
В проточной части эжектора происходят смешивание потока, и образование водогазовой смеси. После эжектора водогазовую смесь дожимают насосом и закачивают ее под давлением в нагнетательную скважину. За период (15 месяцев) закачено 19,3 тыс. м водогазовой смеси в пластовых условиях.
По реакции добывающих скважин на водогазовое воздействие за данный период отмечается увеличение дебитов нефти с 2,58 т/сут. до 3,17 т/сут и снижение обводненности с 98 до 86,8%. Прирост добычи нефти от внедрения составил 1,513 тыс.т.
2. Пример конкретного осуществления предлагаемого способа комплексного воздействия на водонефтенасыщенный пласт.
3
Опытный участок состоит из одной нагнетательной и трех добывающих скважины. Глубина залегания 1312 м. терригенный пласт бобриковского горизонта нижнего карбона. Нефтенасыщенная толщина 9,8 м. Приемистость 289 м/сут. при забойном давлении закачивания 3,1 МПа.
3
Нефть тяжелая, смолистая, парафинистая. Обводненность добываемой продукции 98,7%. Водогазовую смесь готовят эжектором и закачивают под давлением в нагнетательную скважину. За период (15,3 месяца) закачено 19,5 тыс. м водогазовой смеси в пластовых условиях при соотношении газ : вода равным 2:1. В качестве газового агента используют попутно-добываемый или природный газ, или их смесь.
3
3
3
3
Одновременно в этот же период добывающие скважины были обработаны тампонирующим составом ПСК - смесью биополимеров ксантанового типа, силикатов и полезных добавок, тремя циклами. Общий объем закачиваемого тампонирующего состава за период внедрения составил 6,0 тыс. м, что составляет 20,1% от высокопроницаемых пор пласта. В первом цикле закачено 3,0 тыс. м, во втором - 1,2 тыс. м, в третьем - 1,8 тыс. м. Таким образом достигается изменение направления фильтрационных потоков водогазовой смеси в наименее проницаемые и наиболее промытые интервалы пласта, что способствует уменьшению опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключении в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
В результате комплексного воздействия по предлагаемому способу по реагирующим скважинам очага отмечается прирост добычи нефти при снижении обводненности добываемой продукции. В среднем по трем добывающим скважинам за время внедрения (15 месяцев) отмечается увеличение дебита нефти с 1,8 т/сут до 3,8 т/сут и снижение обводненности составило 23%, т.е. с 98,7% до 76%. Прирост добычи нефти от комплексного внедрения составил 4,91 т.т.
Для контроля за процессом внедрения предлагаемого способа и технологии водогазового воздействия на опытных участках проводился комплекс исследований. Результаты исследований поглощающих интервалов пласта методом РГД показывают, что при водогазовом воздействии произошло увеличение работающий толщины пласта с 5,2 до 7,4 м. коэффициент охвата увеличился с 0,52 до 0,71. При комплексном воздействии из всей перфорированной толщины пласта, составляющей 9,8 м, принимала только 3,7 м. Последующие исследования РГД по данной скважине показали увеличение работающей толщины пласта с 3,7 м до 7,9 м. Коэффициент охвата увеличился с 0,37 до 0,81.
На основании полученных результатов по скважинам воздействия опытных участков можно сделать следующие выводы:
- получены положительные показатели эксплуатации скважин (увеличение дебитов нефти, снижение обводненности);
- по нагнетательным скважинам отмечается увеличение работающей толщины пласта и изменение коэффициента охвата пласта воздействием.
Таким образом, для достижения высоких коэффициентов извлечения нефти (КИН) из пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти (низкопроницаемые коллектора с нефтью высокой вязкости) применение предлагаемого способа обеспечит увеличение коэффициента вытеснения за счет повышения доли подвижной нефти и увеличение коэффициента охвата за счет эффективного применения тампонирования высокопроницаемых участков пласта.