способ разработки нефтегазовой залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий создание барьера между нефтяной и газовой частью залежи путем закачки воды и отбор нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины, отличающийся тем, что при разработке залежи в терригенном коллекторе с глинистыми минералами закачку воды для создания барьера между нефтяной и газовой частью проводят выше уровня газонефтяного контакта, причем перед закачкой воды проводят исследования по выявлению зависимости проницаемости породы пласта от минерализации воды и определяют максимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость породы пласта не ниже, чем при фильтрации пластовой воды, и минимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость снижается не менее, чем в 5 раз по сравнению с проницаемостью при фильтрации пластовой воды, после чего проводят закачку воды, снижая минерализацию закачиваемой воды с максимального уровня, при котором не происходит набухание глинистых минералов, до минимального уровня, обеспечивающего набухание глинистых минералов - уменьшение размера поровых каналов в области, близкой к стволу скважины с высоким градиентом давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно в интервал выше газонефтяного контакта закачивают глинистую суспензию в воде с уровнем минерализации не ниже максимального уровня минерализации.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что объемная доля воды с минимальным и максимальным уровнем минерализации составляет 10-90% от общего объема закачки воды при создании барьера.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из подгазовых нефтяных оторочек с использованием водяных барьеров для борьбы с прорывами газа к добывающим скважинам.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий закачку воды для создания водяного барьера в зоне первоначального газонефтяного контакта, отбор газа из газовой шапки и нефти из области между скважинами барьерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне, и закачку в эту область химических реагентов. Закачку воды при создании водяного барьера производят при равенстве средних давлений на линии ряда скважин барьерного заводнения и ближайшим рядом скважин, расположенным в нефтяной зоне. Добычу нефти и закачку химических реагентов начинают после создания водяного барьера и осуществляют при поддержании равенства средних давлений в газовой шапке и в зоне первоначального газонефтяного контакта (SU 1208867, Е21В 43/22, 1996).

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, включающий разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие интервалами перфорации нефтяной и газовой частей залежи в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку воды в область газонефтяного контакта, создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи, отбор газа из газовой части залежи через добывающие скважины и нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины (SU 822595, Е21В 43/18, 1981).

Наиболее близким по техническому решению и достигаемому результату к заявленному способу является способ разработки нефтегазовой залежи с использованием барьерного заводнения, а именно разобщения запасов свободного газа и нефти (Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. - М.: Недра, 1980, с.71-72).

Недостатком указанных способов является недостаточная газоизолирующая способность водяного барьера, что приводит к прорыву газа к добывающим скважинам, возможность «провала» водяного барьера под действием гравитационных сил в нефтяную оторочку и к частичному ее расформированию, низкий коэффициент извлечения нефти, поскольку отрицательным фактором, ухудшающим показатели разработки залежи, является образование конусов газа, а радикальные меры к уменьшению вероятности их образования в способе не предусмотрены. Причем низкий коэффициент извлечения нефти связан с неполной выработкой нефтяной оторочки.

Задачей изобретения является создание эффективного способа повышения газоизолирующей способности водяных барьеров для предотвращения прорыва газа к добывающим скважинам при разработке нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений.

Техническим результатом изобретения является повышение газоизолирующей способности водного барьера, увеличения безгазовых дебитов по нефти и степени изведения нефти из нефтегазового месторождения.

Для достижения указанного технического результата в способе разработки нефтегазовой залежи, включающем создание барьера между нефтяной и газовой частями залежи путем закачки воды и отбор нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины, согласно изобретению, закачку воды для создания барьера между нефтяной и газовой частью проводят выше уровня газонефтяного контакта, причем перед закачкой воды проводят исследования по выявлению зависимости проницаемости породы пласта от минерализации воды и определяют максимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость породы пласта не ниже, чем при фильтрации пластовой воды, и минимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость снижается не менее чем в 5 раз по сравнению с проницаемостью при фильтрации пластовой воды, после чего проводят закачку воды, снижая минерализацию закачиваемой воды с максимального до минимального уровня.

Кроме того, дополнительно в интервал выше газонефтяного контакта закачивают глинистую суспензию в воде с уровнем минерализации не ниже максимального уровня минерализации.

Кроме того, объемная доля воды с минимальным и максимальным уровнем минерализации составляет 10-90% от общего объема закачки воды при создании барьера.

Для эффективного разделения газовой и нефтяной оторочек необходимо, чтобы барьер был достаточно велик по размерам, чтобы избежать (замедлить) прорыв газа под барьером. Кроме того, барьер должен быть мало- или непроницаемым для газа, особенно в области, близкой к забою скважины, где градиент давления особенно велик. В известном техническом решении эта проблема тешается сочетанием гелевого экрана, практически не проницаемого для газа, и водяного барьера, имеющего значительные размеры.

Большинство газнефтяных месторождений приурочено к терригенным коллекторам, содержащим значительное количество глинистых минералов. Проницаемость глиносодержащих пород в значительной степени зависит от уровня минерализации (плотности) воды, поэтому можно регулировать проницаемость пласта, меняя степень набухания глинистых минералов породы коллектора.

Способ осуществляется следующим образом. По общепринятым лабораторным методикам определяют проницаемость пласта по воде с использованием образцов натурного керна продуктивного пласта месторождения и воды месторождения, т.е. при максимальном уровне минерализации воды. Затем постепенно снижая минерализацию фильтруемой воды определяют минимальный уровень минерализации вплоть до уровня минерализации пресной технической воды, при которой проницаемость снизится не менее чем в 5 раз по сравнению с исходной проницаемостью по воде. При необходимости подбирают солевой раствор, обеспечивающий тот же уровень проницаемости при фильтрации через образец керна продуктивного пласта, что и вода месторождения.

Если порода пласта содержит недостаточное количество глинистых минералов, в образец керна закачивают суспензию глины в воде с максимальной или более высокой минерализацией, после чего фильтруют воду, снижая уровень минерализации до тех пор, пока проницаемость снизится не менее чем в 5 раз по сравнению с исходной проницаемостью по воде.

Ствол скважины перфорируют выше газонефтяного контакта и закачивают в пласт воду с максимальным уровнем минерализации, постепенно или ступенчато меняя уровень минерализации от максимального до минимального. При необходимости до или после закачки воды с максимальным уровнем минерализации в скважину закачивается суспензия глины.

Механизм действия способа заключается в следующем. Закачивая в пласт воду с максимальным уровнем минерализации (т.е. не вызывающей набухание глинистых минералов), можно создать значительный по размерам водяной барьер в области газонефтяного контакта. Использование закачивания воды с минимальным уровнем минерализации позволит создать мало- или непроницаемый для газа барьер в области, близкой к стволу скважины, т.е. там, где вертикальный прорыв газа наиболее вероятен из-за высокого градиента давления. Используя набухание глинистых минералов, можно увеличить газоизолирующую способность барьера не только за счет увеличения водонасыщенности пористой среды, но и за счет уменьшения размера поровых каналов.

Заявляемый способ позволяет в ходе одной технологической операции создать значительный по размерам водяной барьер для разделения газовой и нефтяной оторочек и низкопроницаемый или непроницаемый барьер, препятствующий прорыву газа в зоне максимальных градиентов давления. Применение способа позволит увеличить критический безгазовый дебит скважин и/или продлить безгазовый период разработки запасов нефти.

Примеры разработки нефтегазовой залежи по данному способу

Пример 1. Определение максимального и минимального уровней минерализации закачиваемой воды. Экстрагированные спиртобензольной смесью образцы сцементированного или дезинтегрированного керна продуктивной части коллектора месторождения насыщают пластовой водой (или моделью пластовой воды), помещают в соответствующие кернодержатели и фильтруют не менее чем 2,0 поровых объемов пластовой воды до стабилизации перепада давления (при постоянной скорости подачи) или расхода (при постоянном перепаде давления). Затем по уравнению Дарси определяют проницаемость керна для пластовой воды (К_о). Уровень минерализации пластовой воды определяется как максимальный.

Затем через образец керна фильтруют последовательно воды меньшей минерализации, измеряя проницаемость для воды до тех пор, пока проницаемость для воды снизится не менее чем в 5 раз по сравнению с К_о. Каждая порция закачиваемой воды одной минерализации должна иметь объем закачки не менее 2 п.о. Таким образом, определяют минимальный уровень минерализации.

В тем случаях, когда использование пластовой воды для создания барьера не представляется возможным, подбирают воды такого уровня минерализации, чтобы проницаемость была не ниже К_о. Подбор проводят вышеописанным методом.

Результаты экспериментов приведены в табл.1.

Данные фильтрационного опыта № 1 показывают, что максимальный и минимальный уровни минерализации для кернового материала пласта сеноманского горизонта составляют 46 и 0,31 г/л соответственно. Закачка воды с максимальным уровнем минерализации не вызывает набухания глинистых минералов породы, т.е. делает возможным создание значительного по размерам барьера, а закачка воды с минимальным уровнем минерализации позволяет создать прочный барьер, препятствующий прорыву газа через барьер при больших градиентах давления в прискважинной зоне пласта.

Пример 2. Определение минимального и максимального уровня минерализации для вод, отличных по составу от пластовой воды. Исследование проводили по ранее описанной методике. Результаты эксперимента приведены в табл.2.

Данные фильтрационного опыта показывают, что максимальный и минимальный уровни минерализации для кернового материала пласта сеноманского горизонта составляют 51 и 0,31 г/л соответственно.

Пример 3. Газоизолирующая способность барьеров с максимальным и минимальным уровнями минерализации. Эксперимент проводили следующим образом.

Подготовка моделей пласта (пористых сред) происходила по следующей методике. Корпус модели пласта заполнялся керном сеноманского горизонта Тазовского месторождения и измерялась проницаемость по газу. Корпус модели пласта представлял собой трубу из нержавеющей стали с нанесенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой для предотвращения прорыва флюидов вдоль стенок. Модель пласта насыщали водой и оставляли в покое на 20-24 часа.

Затем через модель пласта продували сжатый газ (воздух). При этом модель располагалась вертикально, а газ (воздух) подавался сверху при постоянном давлении 0,5 МПа +/-5% в течение не менее 2 суток. Затем измеряли проницаемость модели пласта по газу с остаточной водой.

Затем в модель закачивали 1-2 п.о. тестируемой воды, выдерживали 20-24 часа и продували через нее газ по вышеописанной методике. Результаты эксперимента приведены в табл.3.

Данные показывают, что использование воды с минимальным уровнем минерализации обеспечивает значительный рост газоизолирующих характеристик водяного барьера.

Пример 4. Математическое моделирование пласта показало, что при диаметре водяного барьера, равного 25 м, и темпе отбора вязкой нефти 50 м³/сутки прорыв газа через водяной барьер произойдет через 3 месяца (прототип). Математическое моделирование пласта показало, что при том же диаметре водяного барьера и темпе отбора вязкой нефти при использовании заявляемого способа прорыв газа произойдет через 26 месяцев, т.е. в 8,7 раз дольше.

По сравнению с прототипом заявляемый способ обладает рядом преимуществ. Он позволяет в ходе одной технологической операции создать одновременно обширный водяной барьер для разделения газовой и нефтяной оторочек, а в области близкой к забою скважины прочный низкопроницаемый или непроницаемый барьер, препятствующий прорыву газа в зоне максимальных градиентов давления, не требует затрат дорогостоящих реагентов и сложного оборудования.

Таблица 1
Результаты фильтрационного опыта № 1
Тип воды	Уровень минерализации (содержание солей), г/дм3	Плотность при 20°C, кг/м3	Коэффициент проницаемости для воды, мкм2	Примечания
Пластовая	46	1030	1,34	Максимальный уровень минерализации
Смесь пресной и минерализованной воды	36	1024	0,96	-
17	1012	0,42	-
Пресная	0,31	1000	0,002	Минимальный уровень минерализации
Таблица 2
Результаты фильтрационного опыта № 2
Тип воды	Уровень минерализации (содержание солей), г/дм3	Плотность при 20°C, кг/м3	Коэффициент проницаемости для воды, мкм2	Примечания
Пластовая	46	1030	1,34	-
Подземная минерализованная воды	51	1042	1,42	Максимальный уровень минерализации
Смесь пресной и подземной минерализованной воды	38	1026	1,12	-
20	1014	0,61	-
Пресная	0,31	1000	0,002	Минимальный уровень минерализации