Способ разработки газоконденсатной или нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти. Цель - увеличение степени охвата пласта воздействием и обеспечение равномерности вытеснения углеводородов из трещиноватых коллекторов. В пласт закачивают растворитель (Р), например пропан, бутан или смесь легких углеводородов, находящихся при пластовых условиях в жидком состоянии. После прорыва Р к добывающим скважинам в пласт непрерывно по порциям закачивают закупоривающий агент (гелеобразующую жидкость), в объеме, равном объему трещин, например, следующего состава, мас. %: жидкое стекло 2,0-10,0; гипан 0,5-2,5; нитролигнин 2,0-7,0; вода - остальное. При этом состав гелеобразующей жидкости подбирают таким, чтобы время начала гелеобразования последующей порции было меньше, а вязкость больше, чем у предыдущей. По окончании гелеобразования в пласт последовательно закачивают деблокирующей агент, например раствор щелочи, растворитель и вытесняющий агент, например воду или водогазовую смесь. Способ сохраняет эффективность при обводненности трещин. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных или нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Целью изобретения является увеличение степени охвата пласта воздействием и равномерности фронта вытеснения углеводородов из трещиноватых коллекторов. Способ осуществляют следующим образом. Геофизическими и газогидродинамическими методами исследований скважин, а также лабораторными исследованиями горных пород конкретной залежи определяют коэффициент трещиноватости и коэффициент проницаемости трещин. Затем в продуктивный пласт закачивают растворитель, например пропан, бутан, смесь легких углеводородов, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Проходя преимущественно по трещинам и высокопроницаемым пропласткам, растворитель смешивается с выпавшим в пласте газовым конденсатом или с нефтью и вытесняет образующуюся смесь углеводородов к добывающим скважинам. Одновременно за счет капиллярных явлений происходит впитывание растворителя в блоки пород. Положительный эффект этого процесса заключается в снижении вязкости пластовой углеводородной жидкости и увеличении насыщенности его порового объема. После прорыва растворителя к добывающим скважинам приступают к закачке в пласт гелеобразующей жидкости в объеме, равном объему трещин между нагнетательными и добывающими скважинами. До начала загустевания (гелеобразования) гелеобразующая жидкость представляет собой раствор с вязкостью, мало отличающейся от вязкости воды. После гелеобразования она загустевает, превращаясь в гель и тампонируя трещины. Необходимые сроки начала гелеобразования жидкости определяют, исходя из времени ее закачки и доставки от нагнетательной скважины до заданной зоны пласта. Если время закачки и доставки жидкости составляет, например, 15 сут, то и время начала ее загустевания выбирают равным 15 сут. Однако, если появление закачиваемой жидкости в заданной зоне пласта сопровождается ее загустением, то остальная жидкость, заполняющая пласт от нагнетательных скважин до этой зоны, будет переходить в гель также в течение 15 сут, с момента закачки. Поэтому гелеобразующую жидкость целесообразно закачивать порционно. При этом время начала гелеобразования последующей порции должна быть меньше, а начальная величина вязкости больше, чем у предыдущей порции. Первое требование обусловлено необходимостью сокращения простоев скважин, которые неизбежны при равном времени начала гелеобразования закачиваемых порций и будет составлять в данном случае 15 сут. Если закачивать жидкость порционно в равных долях общего объема, например в 5 приемов по 0,2 от общего объема, а время загустевания порций соответственно выбрать 15, 12, 9, 6 и 3 сут. то общее время простоя нагнетательных скважин из-за необходимости завершения процесса гелеобразования всего объема жидкости в пласте сократиться с 15 до 3 сут. следовательно, время простоя скважин можно сократить до минимума. В качестве гелеобразующего агента для изоляции трещин может быть использована, например, жидкость следующего состава, мас. Жидкое стекло 2,0-10,0 Гипан 0,5-2,5 Нитролигнин 2,0-7,0 Вода Остальное, время начала гелеобразования которой можно изменять от 10-20 сут. а начальную величину динамической вязкости от 1 до 3-5 МПа.с. Второе требование связано с предупреждением вязкостного проскальзывания и прорыва гелеобразующей жидкости с меньшим временем начала гелеобразования через предыдущую порцию этой же жидкости. Для реализации способа могут быть использованы и другие гелеобразующие составы, удовлетворяющие указанным требованиям. После закачки в пласт всего объема гелеобразующей жидкости и ее загустевания осуществляют нагнетание оторочки деблокирующего агента. При использовании указанного гелеобразующего состава в качестве деблокирующего агента могут быть использованы, например, растворы едкого натра или едкого кали. Это вызвано необходимостью очистки от геля вертикальных трещин, ориентированных фронтально течению закачиваемых агентов. Учитывая большие величины структурного напряжения сдвига образованного в трещинах геля, щелочной раствор будет продвигаться по поровым каналам блоков пород и вытеснять углеводороды, а также растворять достаточно тонкие слои геля в фронтально расположенных трещинах. Кроме того, являясь хорошим вытесняющим агентом, оторочка щелочного раствора предупреждает преждевременный прорыв закачиваемого следом углеводородного растворителя по отдельным избиpательным путям и тем самым способствует равномерному продвижению фронта вытеснения. Поскольку щелочной раствор в данном случае используется одновременно как буферный, вытесняющий и деблокирующий агент, объем его закачки в пласт должен быть определен, исходя из максимально требуемого объема при применении его в качестве одной из перечисленных выше рабочих жидкостей, что устанавливают экспериментально на трещиноватых моделях пластов, составленных из горных пород конкретного месторождения. После закачки щелочного раствора в пласт нагнетают оторочку растворителя и вытесняют его к добывающим скважинам водой или водогазовой смесью. П р и м е р. Для разработки залежи выбрана рядная система заводнения с расстоянием между рядами нагнетательных и добывающих скважин 400 м и между скважинами в ряду 300 м. Эффективная толщина пласта 10 м. Коэффициент трещиноватости пластов равен 0,005, коэффициент эффективной пористости блоков пород 0,07, средняя величина коэффициента проницаемости трещин 0,6 мкм², блоков пород 0,01 мкм². Перепад давления на линии нагнетания и добычи предлагается поддерживать 2,94 МПа. Экспериментальным моделированием процесса закупорки трещин, проведенным на линейной модели пласта, составленной из трещиноватых пород конкретного месторождения, установлено, что при изменении времени загустения и вязкости жидкости изоляция трещин наиболее эффективно происходит при закачке четырех равных по объему порций, составляющих в сумме объем трещин. Выявлено, что в этом случае наблюдается наиболее равномерное перемещение порций жидкости по пласту без заметного влияния их перемещения на эффективность закупорки трещин. В то же время при данной проницаемости блоков пород и гидродинамическом градиенте давления существенного пpоникновения гелеобразующего состава в поры не происходит, так как проницаемость блоков пород снижается незначительно. Последующие исследования вытеснения углеводородов и деблокирования вертикальных трещин, ориентированных фронтально течению закачиваемых агентов, показали, что объем оторочки щелочного раствора должен составлять 5-8% от объема пор. Опытным путем, изменяя соотношение компонентов, получают гелеобразующие составы со следующими начальными величинами динамической вязкости (μ) и с соответствующим им временем начала гелеобразования (t_г.о.) в пластовых условиях (см.таблицу). Чтобы выбрать блокирующую трещину жидкость с необходимым временем начала гелеобразования, задают среднюю величину вязкости закачиваемых порций жидкости и определяют время фильтрации от ряда нагнетательных скважин до ряда добывающих скважин. При прямолинейно-параллельной фильтрации в пласте по закону Дарси время течения жидкости t (сут) определяют по формуле где m_т коэффициент трещиноватости пласта; μ динамическая вязкость, МПа·с; L расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин, см; K_т средний коэффициент проницаемости трещин, мкм;
DP перепад давления между рядами нагнетательных и добывающих скважин, МПа. Приняв среднюю величину вязкости гелеобразующего состава равной 2 МПа·с и подставив в формулу известные величины
m_т 0,005, L 40000 см,
К_т 0,6 мкм², ΔP 2,94 МПа,
получают t 12,3 сут. Поскольку все порции закачиваемого агента равны по объему и составляют 25% от объема трещин, то время начала гелеобразования каждой из последующих порций, закачиваемых в пласт, должна быть меньше, чем у предыдущей на (12,3·0,25) 3 сут. т.е. гелеобразование первой порции должно начаться примерно через 12 сут. после закачки, второй порции через 9 сут. третьей - через 6 сут. и четвертой через 3 сут. Из таблицы видно, что по времени начала гелеобразования и величине средней вязкости наиболее целесообразно закачивать в пласт последовательно составы 2,4,6 и 8. Объем гелеобразующей жидкости, необходимый для заполнения трещин в зоне действия одной нагнетательной скважины составит
V 2a·L·H·m_т,
где a половина расстояния между скважинами в ряду, м;
Н эффективная толщина пласта, м. Представив в формулу известные значения, получают V 6000 м. Соответственно, объем жидкости в каждой из порций равен 1500 м³. На промысле готовят состав 2 (см. таблицу) и приступают к его закачке в пласт. За несколько ч до завершения этого процесса в таком же объеме приготавливают состав 4, закачку которого начинают сразу же после окончания закачки первой порции. Аналогичным образом осуществляют подготовку и нагнетание в пласт составов 6 и 8. После закачки последней порции закупоривающей трещины жидкости и выдержки для загустевания состава в течение 3 сут. приступают к закачке в пласт оторочки щелочного раствора в объеме, равном 7% от объема пор. Для условий данного примера объем раствора, закачиваемый в одну нагнетательную скважину, определяют по формуле
V=2a·L·H·m_эфα,
где m_эф коэффициент эффективной пористости блоков пород (m_эф=0,07);
α доля порового объема, занятая оторочкой раствора (a 0,06). Вычисленная величина V 5040 м³. Вслед за оторочкой щелочного раствора закачивают в пласт оторочку растворителя и вытесняющий их агент, например воду или водогазовую смесь. Предлагаемый способ по сравнению с известными позволяет обеспечить эффективную добычу газового конденсата или нефти из трещиноватых пластов за счет увеличения охвата пласта вытеснением и равномерности фронта вытеснения. Способ сохраняет эффективность при обводненности трещин.

Формула изобретения

Способ разработки газоконденсатной или нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт растворителя, закупоривающего агента, повторно растворителя и вытесняющего агента, отличающийся тем, что, с целью увеличения степени охвата пласта воздействием и обеспечения равномерности фронта вытеснения углеводородов из трещиноватых коллекторов, в качестве закупоривающего агента непрерывно порциями закачивают гелеобразующий состав в объеме, равном объему трещин, причем время начала гелеобразования у последующей порции меньше, чем у предыдущей, а вязкость последующей порции больше, чем у предыдущей, а по окончании процесса гелеобразования перед закачкой повторного растворителя закачивают деблокирующий агент.

РИСУНКИ

Рисунок 1

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 14-2002

Извещение опубликовано: 20.05.2002        

---