способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа, заключающийся 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, при этом водогазовую смесь закачивают в небольшую по толщине нефтяную подгазовую оторочку, обеспечивающую возможность исключения отрицательного действия гравитационных сил и позволяющую использовать прочность барьера, разделяющего газ и нефть, для выравнивания фронта движения упомянутой смеси.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 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.

Описание изобретения к патенту

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.

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/м³ 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/м³, 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.

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 ³ (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.