способ разработки залежи углеводородного сырья

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи углеводородного сырья, заключающийся в том, что после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов и направлено на повышение эффективности разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, закачка воды в которые невозможна.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в процессе разработки определяют скорость обводнения добываемой продукции, а на поздней стадии разработки нефтяных залежей в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции при эксплуатации скважин поэтапно переводят под нагнетание в первую очередь обводнившиеся. добывающие скважины первой группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 15-20%, или проводят их ликвидацию, затем переводят скважины второй группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 5-15% с предварительной закачкой оторочки загущенного вытесняющего агента, затем переводят скважины третьей группы, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин и застойным зонам нефти, обводненность продукции которых за год увеличивается на 1-5% (RU 2381354).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке месторождений с повышенным содержанием глинистых фракций, что обусловлено реакцией, протекающей между глинистыми породами и водой, в результате которой глина, содержащаяся в породе, «разбухает», что приводит к полной потере фильтрационной способности.

Также известен способ разработки залежи углеводородного сырья путем поддержания пластового давления закачкой попутного газа через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ и/или пластовую воду, расположенный ниже продуктивного пласта (RU 2416023).

Указанный способ предусматривает поддержание начального давления закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте, регистрацию изменения объемов и давления закачиваемого попутного газа, причем после стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт, создают в продуктивном пласте давление, превышающее его начальное значение, и при отсутствии влияния закачки попутного газа на продуктивный пласт закачивают попутный газ в дополнительные приемные пласты.

Известный способ позволяет повысить эффективность процесса поддержания аномально высокого пластового давления и, как следствие, увеличить степень нефтеизвлечения.

Однако данный способ не обеспечивает протекание режима «поршневого» вытеснения нефти, так как газ в силу своей высокой подвижности опережает фронт вытесняемого флюида, достигая тем самым эффекта смешивания, но, не достигая эффекта вытеснения.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяных залежей, относящиеся к группе методов смешивающегося вытеснения, предусматривающие использование в качестве вытесняющего агента сжиженного нефтяного газа (М.М. Иванова и др., Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа, «Недра», 1985, с.202-203).

Недостатком известного способа является его малая эффективность и ограниченные возможности применения. Способ эффективен только при определенных компонентных и фазовых составах нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Применение рассматриваемого способа целесообразно для залежей с большими глубинами залегания пластов, при вязкости нефти менее 5 мПас и при толщине пластов до 10-15 м.

Недостатком всех известных способов смешивающегося вытеснения является воздействие на пласт только за счет поддержания пластового давления и влияния на вязкость нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождений углеводородов, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, обеспечивающего повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличение нефтеотдачи глинисто-сланцевых и песчано-глинистых пластов за счет реализации режима газо-жидкостного смешивающе-поршневого вытеснения импульсным воздействием на пласт и, как следствие, вовлечение в разработку дополнительных объемов условно связанной нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи углеводородного сырья после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.

А также тем, что давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена принципиальная схема реализации способа, на фиг.2 приведена диаграмма изменения пластового давления во времени.

На фиг 1. отображено размещение нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

Сущность предлагаемого способа заключается в импульсной циклической закачке в продуктивный (целевой) пласт газа, попеременно, в жидкой и газообразной фазах.

В период разработки залежи без поддержания пластового давления после падения его значения до начального значения или ниже в первой фазе цикла в продуктивный пласт закачивают под давлением газ в газообразном состоянии до стабилизации дебитов нефти в соседних добывающих скважинах. При понижении дебитов в пласт начинают закачивать сжиженный газ для обеспечения режима поршневого вытеснения до достижения дебитов добывающих скважин планируемого уровня, после чего вновь закачивают газ в газообразной фазе.

При закачке в нагнетательные скважины 1 сжиженного газа под давлением, значительно превышающим пластовое (от 2 до 2.5 раз), в ближней зоне нагнетательных скважин происходит поршневое вытеснение закаченным газом пластового флюида (фиг.1). При дальнейшем продвижении закаченного газа по пласту в сторону добывающей скважины сжиженный газ переходит в газообразное состояние и с этого радиуса начинается смешивающееся вытеснение, закаченный попутный газ растворяется в нефти, улучшая тем самым ее реологические свойства (подвижность) и поддерживая пластовое давление. Далее продолжают закачивать технический газ в газообразном состоянии под давлением, превышающим пластовое в 1.2-2,0 раза. Когда давление в пласте за счет интенсивных отборов нефти снижается до нормального пластового, цикл начинают заново, закачивая сжиженный газ.

После закачки газа в жидком состоянии на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, которое зависит от термобарических условий пласта, происходит фазовый переход закачиваемого жидкого газа в газообразное состояние. Таким образом, в этой зоне будет происходить переход от поршневого вытеснения пластового флюида к смешивающемуся вытеснению, обусловленному растворением нагнетаемого газа в пластовой нефти. Радиус поршневого вытеснения будет постепенно увеличиваться в соответствии с объемами нагнетаемого газа и длительностью воздействия.

При фазовом переходе объем нагнетаемого флюида увеличивается от нескольких раз до нескольких сот раз, тем самым выделяется дополнительная энергия, воздействующая на нефть для ее вытеснения, а также улучшаются реологические свойства (текучесть) нефти.

Состав закачиваемого газа не имеет решающего значения, однако наиболее эффективным будет нагнетание сжиженного попутного нефтяного газа или сжиженного атмосферного воздуха.

В добывающей скважине целесообразно проводить замеры пластового давления и регулировать темпы отбора пластовой нефти с тем, чтобы давление успевало восстанавливаться. Закачка сжиженного газа должна полностью компенсировать падение давления за счет добычи нефти через эксплуатационную скважину.

Поршневой эффект дополняется разжижением пластовой нефти, что приводит к увеличению дебитов на добывающей скважине. В течение времени, зона, в которой нагнетаемый газ находится в жидком состоянии, увеличивает свой радиус за счет повышения пластового давления и уменьшения пластовой температуры. Поршневой эффект вытеснения нефти нагнетаемым флюидом в течение времени разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию и, например, в условиях баженовской свиты может составлять от 25 до 500 метров.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает:

- поддержание пластового давления на необходимом для эффективной разработки уровне;

- поршневое вытеснение пластовой нефти закачиваемым сжиженным газом;

- при фазовом переходе сжиженного газа в газообразное состояние он растворяется в пластовой нефти, тем самым увеличивая ее подвижность.

- при фазовом переходе за счет увеличения объема газа в поровой среде возникает дополнительное давление.

Применение данного способа позволит избежать проблем, связанных с разбуханием глины из-за реакции с водой, увеличит коэффициент извлечения нефти за счет поршневого вытеснения нефти сжиженным газом, обеспечит поддержание пластового давления на необходимом уровне и улучшит реологические свойства (увеличить подвижность) насыщающей пласт нефти в режиме смешивающегося вытеснения.

Данный способ также полностью исключает обводнение добываемой жидкости.

Ниже приведен конкретный пример реализации способа на примере организации воздействия на пласт на Средне-Назымском нефтяном месторождении. Целевым пластом при проведении опытных работ были выбраны отложения нижнетутлеймской подсвиты (аналог баженовской свиты), характеризующиеся следующими параметрами: общая мощность составляет 21 м, начальное пластовое давление 3,39*10⁴ МПа, пластовая температура 115°С, интегральный коэффициент открытой пористости был принят 7%, а коэффициент проницаемости изменяется в пределах 0,1-10*10^-15 м ². Отложения представлены коричневато-черными аргиллитами а также глинистыми и глинисто-кремнистыми известняками, прослоями битуминозных глинистых сланцев и обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Эти параметры целевого пласта позволяют отнести связанные с ним запасы нефти к категории трудно извлекаемых. Опытные работы проводились на двух скважинах № 219 и № 3000, расположенных на расстоянии 250 м. Скважина № 219 использовалась как нагнетательная, а № 3000 как эксплуатационная. После начала эксплуатации скважины № 3000 давление в ней снизилось до 2,6 МПа, а в скв. № 219 - снизилось до 2,8 МПа. Средний дебит в начальный период добычи составил 35 т/с, затем снизился до 4 т/с. На I фазе поддержания пластового давления после воздействия на пласт через нагнетательную скв. № 219, путем закачки газа в газообразном состоянии под давлением 5,0 МПа, давление в скважине № 3000 выросло до 3,2 МПа, а устойчивый дебит возрос до 17 т/с. После прекращения закачки газа в газообразной фазе давление в пласте по замерам в скважине № 219 опять снизилось до пластового начального, а дебит в добывающей скв. № 3000 снизился до 7 т/с.Длительность первой фазы составила 51 сутки. II фазой воздействия на пласт стала закачка газа в жидкой фазе под давлением 6,9 МПа, в результате чего давление в эксплуатационной скважине № 3000 повысилось до 3,2 МПа, а дебит увеличился до 23 т/с. Длительность второй фазы составила 78 суток. Радиус поршневого вытеснения составил по расчетам около 100 метров.

Таким образом, предложенный способ показал свою эффективность при разработке трудноизвлекаемых нефти, связанных с залежами, приуроченными к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.