способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии путем газо-гидродинамического воздействия

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин, периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин в условиях форсированных отборов жидкости, отличающийся тем, что периодически через нагнетательные скважины закачивают водогазовую смесь, состоящую из пластовой воды и диспергированного в ней очищенного нефтяного газа с размерами пузырьков до 5 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не более 0,7 горного давления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной нефтяной залежи в высокопродуктивных коллекторах.

Проблема повышения эффективности выработки запасов является актуальной задачей на протяжении всего периода существования нефтяной промышленности. Задача эта адресная в том смысле, что она решается по разному для различных геолого-промысловых условий разрабатываемых объектов, в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств коллекторов и строения продуктивных горизонтов, структуры остаточных запасов и состояния разработки.

Применительно к поздней стадии разработки, в связи со сложностью процесса вытеснения нефти водой в заводненном пласте в условиях высокой обводненности добываемой продукции и локализацией невыработанных запасов в низкопроницаемых коллекторах, при долговременной эксплуатации скважин и, по этой причине, далеко некачественном их техническом состоянии она приобретает особую актуальность.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]. Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи. Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий один из отличительных признаков, свойственный предлагаемому способу - это способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины [2].

Этот способ позволяет извлечь из залежи увеличенное количество нефти за счет нестационарного воздействия и изменения направления фильтрационных потоков в пласте. Однако и он не обеспечивает извлечение нефти из всех многочисленных прослоев мощного высокопродуктивного коллектора.

Способ, предусматривающий циклическое воздействие на залежь периодической закачкой воды и выравнивание фильтрационных свойств продуктивного разреза в нагнетательных скважинах [3], несмотря на некоторое внешнее сходство с предлагаемым лишен технологических приемов по управлению работой добывающих скважин.

Определенное сходство с предлагаемой технологией имеет способ разработки [4], который также предусматривает циклическое воздействие на залежь в сочетании с физико-химическим воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин. Однако, имея некоторые общие технологические решения с предлагаемым способом, такие, как циклическая закачка рабочего агента со сменой направления фильтрационных потоков и физико-химическое воздействие на призабойную зону пласта в нагнетательных скважинах с целью выравнивания профилей приемистости, в нем отсутствуют технологические решения по работе с эксплуатационным фондом и связь с характером распределения текущих запасов нефти.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения [5]. Этот способ предусматривает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин (толщин пласта с начальной нефтенасыщенностью выше заводненного интервала продуктивного горизонта), периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин и эксплуатацию на форсированных режимах добывающих скважин, расположенных в зонах с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами, в том числе и при забойных давлениях ниже текущего давления насыщения нефти газом. Известный способ позволяет извлекать увеличенное количество нефти за счет реализации отмеченных технологических решений, однако и он не обеспечивает извлечения нефти из всех многочисленных прослоев разнопроницаемого монолитного пласта. Отдельные прослои оказываются невыработанными.

Известно, что коэффициент нефтеизвлечения даже для хороших коллекторов редко превышает 0,5-0,6. Это значит, что 40-50% запасов нефти остаются в пласте в виде целиков, неохваченных процессом вытеснения и в виде недовытесненной нефти из пор промытых водой. Коэффициент вытеснения обычно тоже не превышает 0,5-0,6.

Анализ характера распределения недоизвлеченной нефти в заводненном объеме высокопроницаемого пласта АВ4-5 на Самотлорском месторождении показал различные формы локализации невыработанных запасов. Поэтому для повышения выработки запасов необходим такой технологический комплекс, который обеспечивал бы повышение нефтеизвлечения как за счет увеличения охвата процессом воздействия, так и за счет увеличения коэффициента вытеснения.

Технический результат изобретения - повышение нефтеизвлечения как за счет увеличения охвата процессом воздействия, так и за счет увеличения коэффициента вытеснения.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин, периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин в условиях форсированных отборов жидкости, периодически через нагнетательные скважины закачивают водогазовую смесь, состоящую из пластовой воды и диспергированного в ней очищенного нефтяного газа с размерами пузырьков до 5 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не более 0,7 горного давления.

В нагнетательные скважины, работающие в нестационарном режиме, закачивают указанную мелкодисперсную водогазовую смесь. Этот газ, попадая в поры с невыработанной нефтью, оказывает двоякое на нее воздействие. Обладая большей проникающей способностью, он выталкивает нефть в более крупные каналы, по которым она дальше вытесняется водой; кроме того, за счет растворяющего эффекта газа нефть доизвлекается и в виде маловязкой углеводородной жидкости легче вытесняется водой. Закачка указанной водогазовой смеси производится в нагнетательные скважины при забойных давлениях закачки ниже давления образования техногенных трещин, т.е. при давлениях не больше 0,7 горного давления.

Использование диспергированной водогазовой системы обусловлено тем, что на месторождениях с длительными сроками разработки насосно-компрессорные трубы и эксплуатационные колонны в подавляющем большинстве скважин дефектны, прокорродированы и закаченный в них чистый газ будет уходить и в межтрубное, и в заколонное пространство, что является недопустимым согласно правилам разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

Газ, находящийся в диспергированном в воде состоянии, т.е. в состоянии диспергированной водогазовой системы, может быть доведен до пласта без потерь.

Пример конкретного выполнения способа.

Нефтяная залежь (блок самостоятельной разработки) имеет следующие характеристики:

- размеры 4 4 км;

- толщина пласта - 40 м;

- проницаемость коллекторов - изменяется от десятков милли Дарси до 2 Дарси;

- вязкость пластовой нефти -1,2 сП;

- давление насыщения нефти газом - 13,0 МПа;

- начальное пластовое давление - 18,0 МПа.

Пласт расчленен невыдержанными по простиранию прослоями глин. Коэффициент расчлененности - 7 (блок самостоятельной разработки) эксплуатируется 25 лет. Пробурено 75 добывающих скважин. Через 21 нагнетательную скважину закачивают воду в циклическом режиме. Продолжительность полуцикла - 15 суток. Через 63 добывающие скважины отбирают пластовые флюиды. В зоне повышенной концентрации текущих запасов нефти, т.е. в зоне развития повышенных значений текущих нефтенасыщенных толщин, находится 16 высокообводненных добывающих скважин, эксплуатируемых на форсированных режимах с забойными давлениями ниже текущего давления насыщения нефти газом Р_зап=0,8-0,75 Р_нас(Р_заб 10,0-11,0 МПа). Средний дебит жидкости - 350 т/сут. Коэффициент эксплуатации - 0,9. Время работы скважин - 328 сут. Обводненность продукции - 95%. В краевой зоне находится 27 высокообводненных скважин. Они эксплуатируются периодически и работают в противофазе с работой нагнетательных скважин. Средний дебит жидкости в расчете на 1 скважину - 150 т/сут. Время работы - 180 сут. в году. Коэффициент эксплуатации - 0,493. Средняя обводненность продукции этой группы скважин - 97,5%.

В целом по участку годовая добыча жидкости и нефти составляет соответственно 2566,8 тыс.т и 110,0 тыс.т при средней обводненности - 95,7%.

При состоянии разработки с указанными технологическими показателями согласно изобретению в 18 нагнетательных скважин в течение 3 месяцев в циклическом режиме закачивали диспергированную водогазовую смесь.

Технология приготовления мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) в промысловых условиях при наличии газлифтного обустройства и объектов системы поддержания пластового давления предусматривает определенные технические операции.

Устья нагнетательных скважин оборудуются диспергаторами.

К диспергатору подводится газовая линия, по которой в него под давлением подается нефтяной газ из системы газлифтного обустройства и вода из системы поддержания пластового давления.

Смешивание нефтяного газа с пластовой водой обеспечивается инжекцией пластовой воды нефтяным газом: газ, поступающий под большим давлением, подсасывает воду, распыляясь в ней мелкими пузырьками. Для большей степени диспергирования газа используется кавитация. В результате вибрации образовавшиеся пузырьки газа лопаются и, тем самым, дробятся на более мелкие, достигая в результате 1-5 мкм.

Имеется много разновидностей диспергирующих устройств. Например, имеется такой тип диспергатора, в котором вода и газ подаются навстречу друг другу. В некоторых диспергаторах струи воды и газа подаются под углом.

Степень диспергирования должна быть такой, чтобы образовавшиеся пузырьки газа обладали размерами, не препятствующими их проникновению в поры пласта - коллектора. Размеры пузырьков - степень диспергирования зависит от скорости струй газа и воды. Этот параметр рассчитывается и доводится до нужных значений в процессе стендовых испытаний диспергатора. Установлено, что размеры пузырьков не должны превышать 5 мкм.

После этого закачивали воду при забойных давлениях 240 атм. Давления на забое нагнетательных скважин, при котором образуются техногенные трещины, по данным гидродинамических исследований составило 250-270 атм. Таким образом, давление закачки на 10-30 атм было ниже давления раскрытия трещин.

В результате этой операции обводненность добываемой нефти снизилась на 1,0-1,2% и составила 94,7-94,5%, а добыча нефти увеличилась и составила в среднем 138 тыс.т против 110 тыс.т, добывавшихся на участке до этих работ.

В таблице приведены технологические показатели разработки участка.

Как видно, в результате реализации предложенного технического решения дополнительно было добыто 25-30 тыс. т нефти, что составляет более 25% от текущей добычи нефти.

Источники информации

1. B.C. Орлов. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. - Москва, "Недра", 1973 г., с. 13.

2. М.Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - Москва, "Недра", 1985 г., с. 143-149.

3. Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2087686. Лейбин Э.Л., Боксерман А.А., Кузьмин В.М. и др.

4. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Патент РФ №2132939. Боксерман А.А., Гумерский Х.Х., Джафаров И.С., Кашик А.С., Лейбин Э.Л. и др.

5. Способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения. Патент РФ №2060365. Лейбин Э.Л., Шарифуллин Ф.А. и др. (прототип).