способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, заключающийся в разбуривании залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачке в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины 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, с одновременным отбором продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий перфорацию нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта, одновременный отбор продукции из этих интервалов после деблокирования запасов нефти в прикровельной части пласта (SU №1637419, Е21В 43/32, 1997).

Недостатком указанного способа является низкая эффективность использования на залежах высоковязких нефтей, где в области водонефтяного контакта присутствует окисленная нефть, препятствующая вытеснению нефти водой.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем нагнетания в пласт теплоносителя [Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1988, с.147, 216]. Теплоноситель, в качестве которого может быть использован либо водяной пар, либо нагретая вода, закачивают циклически или создают в пласте оторочку теплоносителя, которую затем проталкивают холодной водой. Закачиваемый теплоноситель прорывается по высокопроницаемым зонам и пропласткам по направлению к добывающим скважинам и за счет теплообмена постепенно способствует прогреву всего объема пласта. Вязкость нефти при повышении температуры снижается, а нефтеотдача увеличивается.

В этом способе достигается высокий КПД при отсутствии в залежи подошвенной воды. Если присутствует подошвенная вода, то закачиваемый теплоноситель будет уходить в водонасыщенные зоны, а КПД технологии заметно снизится.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, путем одновременно-раздельной откачки нефти и пластовой воды соответственно из нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь воды посредством нагнетательных скважин (RU №2149984, Е21В 43/16, 1998).

Данный способ характеризуется низкой эффективностью извлечения нефти с высокой вязкостью, что обусловлено быстрыми прорывами воды из водонасыщенной зоны пласта и достижением предельной рентабельной обводненности скважин при малой нефтеотдаче. Чем больше вязкость нефти, тем ниже нефтеотдача на водоплавающих залежах нефти. Особенно низкая нефтеотдача достигается при использовании вертикальных скважин.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения охвата пласта по площади.

Поставленная задача достигается тем, что разработку нефтяной залежи, подстилаемой водой, осуществляют путем разбуривания залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачки в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС), 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.

Сущность способа заключается в следующем.

Залежь разрабатывают с использованием горизонтальных добывающих скважин различного профиля, которые вскрывают всю нефтенасыщенную толщину и часть водонасыщенного коллектора в области водонефтяного контакта (ВНК), и горизонтальных нагнетательных скважин различного профиля, в которые закачивают мелкодисперсную водогазовую смесь с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры воды при давлении на устье нагнетательной скважины и с плотностью, меньшей плотности воды в пластовых условиях.

Любой коллектор неоднороден по проницаемости. Перпендикулярно напластованию продуктивный пласт намного более неоднороден, чем вдоль напластования (по латерали), поскольку каждый прослой в продуктивном пласте характеризуется конкретными условиями осадконакопления.

Именно поэтому проницаемость перпендикулярно напластованию обычно на один или несколько порядков меньше проницаемости по латерали.

При использовании горизонтальных нагнетательных скважин резко снижается уход горячей воды в водонасыщенные зоны пласта. Для этого, чтобы перетоки закачиваемой в пласт горячей воды уменьшить и заставить ее фильтроваться вдоль текущего ВНК, необходимо снизить ее плотность.

Для уменьшения плотности закачиваемой воды ее перед нагнетанием в пласт смешивают с газом, чтобы образовалась устойчивая мелкодисперсная водогазовая смесь.

МВГС готовят на промысле путем смешения воды с попутным газом с помощью диспергатора, с получением подогретой МВГС. Эту смесь подают на забой нагнетательной скважины по теплоизолированным трубам и для предотвращения конвекции горячей воды в затрубном пространстве на забое нагнетательной скважины выше интервала перфорации устанавливают пакер. Подогретая МВГС, имеющая на 5-30% меньшую плотность по сравнению с пластовой водой, будет фильтроваться в области ВНК и эффективно прогревать нефтенасыщенную залежь. Закачиваемая МВГС, благодаря меньшей плотности, "плавает" на поверхности пластовой воды и не смешивается с нею, теряя температуру. За счет такой схемы увеличивается эффективность разработки пласта и повышается нефтеотдача.

Использование горизонтальных забоев и многозабойных нагнетательных скважин повышает охват пласта на водоплавающей залежи нефти. Возможные варианты расположения горизонтальных стволов и их количество определяются путем проведения оптимизационных расчетов показателей разработки с использованием компьютерных моделей залежей нефти.

На залежах нефти с подошвенной водой горизонтальные стволы нагнетательных скважин бурят вдоль ВНК. В добывающих скважинах также используют горизонтальные стволы. Благодаря использованию горизонтальных стволов увеличивается охват пласта и обеспечивается более равномерный прогрев нефтенасыщенной части пласта. Кроме того, за счет использования меньших депрессий предотвращается прорыв воды от ВНК в добывающие скважины, а также разрушение рыхлого коллектора.

Ниже приведены примеры конкретной реализации способа.

Пример 1.

На залежи высоковязкой нефти массивного типа, залегающей на глубине 950 м, пластовое давление составляет 9 МПа. Средняя насыщенная толщина - 10 м; средняя эффективная толщина - 50 м; средняя пористость - 0,35; средняя нефтенасыщенность - 0,65; средняя проницаемость - 0,4 мкм²; вязкость нефти в пластовых условиях - 800 мПа·с; плотность нефти в пластовых условиях - 940 кг/м³; пластовая температура - 29°С; вязкость нефти в стандартных условиях - 2000 мПа·с; газосодержание нефти - 8 м³/т; плотность нефти в стандартных условиях - 955 кг/м³.

Залежь разрабатывается с использованием горизонтальных добывающих скважин сложного профиля, которые вскрывают всю нефтенасыщенную толщину и часть водонасыщенного коллектора в области водонефтяного контакта (ВНК). Для повышения нефтеотдачи используют горизонтальные нагнетательные скважины, в которые закачивается прогретая мелкодисперсная водогазовая смесь с температурой 200°С и плотностью 830 кг/м ³ При температуре 200°С вода не закипает, поскольку давление на устье нагнетательных скважин составляет 5 МПа. За счет низкой плотности мелкодисперсной водогазовой смеси по сравнению с плотностью пластовой воды (1150 кг/м³ ) этот вытесняющий агент распространяется вдоль ВНК. Благодаря этому явлению и большой длине горизонтальных стволов достигается большой охват пласта воздействием. В результате по сравнению с вариантом разработки месторождения при нагнетании холодной воды нефтеотдача увеличивается на 25 абсолютных процентов (пунктов), а затраты на бурение скважин сокращаются.

Пример 2.

Залежь высоковязкой нефти находится на глубине 1100 м. Пластовое давление - 11 МПа. Средняя нефтенасыщенная толщина - 15 м; средняя эффективная толщина - 50 м; средняя пористость - 0,3; средняя нефтенасыщенность - 0,6; средняя проницаемость - 0,6 мкм ²; вязкость нефти в пластовых условиях - 200 мПа·с; плотность нефти в пластовых условиях - 935 кг/м; плотность нефти в стандартных условиях - 945 кг/м³; пластовая температура - 36°С. Залежь нефти эксплуатируется горизонтальными добывающими скважинами сложного профиля. Для повышения нефтеотдачи через горизонтальные нагнетательные скважины сложного профиля закачивается подогретая мелкодисперсная водогазовая смесь с температурой 150°С и плотностью 800 кг/м³ При температуре 150°С вода в подогревателях не закипает и не образуется газовых гидратов при создании мелкодисперсной водогазовой смеси. За счет низкой плотности водогазовой смеси по сравнению с пластовой водой, плотность которой составляет 1100 кг/м ³, и низкой температуры по сравнению с водяным паром достигается снижение расхода газа на 1 т добытой нефти, а также предотвращается растепление вечной мерзлоты и разрушение нагнетательных скважин.

Пример 3.

На залежи высоковязкой нефти подстилаемой водой, залегающей на глубине 1050 м, пластовое давление составляет 9,8 МПа. Средняя нефтенасыщенная толщина - 8 м; средняя пористость - 0,3; средняя нефтенасыщенность - 0,65; средняя проницаемость - 0,4 мкм²; вязкость нефти в пластовых условиях - 250 мПа·с; плотность нефти в пластовых условиях - 940 кг/м³; пластовая температура - 35°С; вязкость нефти в стандартных условиях - 1,2 Па·с; плотность нефти в стандартных условиях - 960 кг/м³ .

Залежь нефти разрабатывается с использованием горизонтальных скважин сложного профиля, имеющих вид синусоиды. Благодаря такому профилю нагнетаемый вытесняющий агент поступает как в нефтенасыщенную часть пласта, так и в область ВНК. В пласт закачивается подогретая мелкодисперсная водогазовая смесь, в которой газ при начальных пластовых условиях (начальной пластовой температуре 35°С и начальном пластовом давлении 9,8 МПа) представляет собой углеводородную жидкость, а при температуре закачиваемого вытесняющего агента (150°С) находится в газовой фазе. Благодаря такой технологии вытеснения нефти достигается высокий охват пласта вытесняющим агентом (близкий к 100%) и значительный коэффициент вытеснения нефти, поскольку для нефти газ в мелкодисперсной водогазовой смеси является растворителем. За счет этого конечная нефтеотдача по сравнению с прототипом возрастает на 35 пунктов (абсолютных процентов).