Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей в карбонатных породах коллекторах. Цель изобретения увеличение нефтеотдачи и снижение затрат на добычу нефти. Для этого осуществляют отбор нефти из добывающих скважин до падения давления в залежи не ниже давления насыщения нефти газом и давления смесимости нефти с углекислым газом. Прекращают отбор нефти, начинают закачку в залежь кислородсодержащего газа и создают временные очаги горения для получения в пласте углекислого газа. Закачка продолжается до подъема давления в зоне горения, соответствующего давлению закачки кислородсодержащего газа. Повторяют данную операцию в различных скважинах до равномерного выравнивания давления в объеме всей залежи не выше давления закачки кислородсодержащего газа. Затем возобновляют добычу нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей в карбонатных породах-коллекторах. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и снижение себестоимости добычи нефти. Это достигается тем, что в способе разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, заключающемся в отборе нефти из добывающих скважин до падения давления в залежи не ниже давления насыщения нефти газом, прекращении отбора нефти, снабжении залежи углекислым газом и последующем отборе нефти, снабжение залежи углекислым газом производят при остановленных добывающих скважинах путем закачки кислородсодержащего газа и сжиганием части имеющихся в залежи углеводородов до момента подъема давления в зоне горения до давления нагнетания в каждой скважине, проводят эту операцию необходимое количество раз до выравнивания пластового давления в объеме всей залежи на уровне не выше давления нагнетания газа. В последние годы в ряде геологических регионов страны, например в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины открыты массивные нефтяные залежи, приуроченные к карбонатным трещиновато-кавернозно-поровым коллекторам большой мощности. Отличительными особенностями залежей являются: большая мощность продуктивной толщи; аномально высокое начальное пластовое давление; сложная структура пустотного пространства коллектора, обусловленная сочетанием трещиноватости и низкопроницаемой матрицы; присутствие в породе твердых битумов. Каждое из этих обстоятельств существенно влияет на выбор технологии разработки. Наиболее эффективным для данных условий является упругий режим разработки, т.е. наличие АВПД создает значительный запас упругой энергии; упругое расширение пластовых флюидов и породы является универсальным, не зависящим от неоднородности фильтрационных свойств и структуры пустотного пространства коллектора, что обеспечивает его дренирование в полном объеме; режимы вытеснения (газом или водой) наоборот сильно зависят от неоднородности и при наличии развитой трещиноватости характеризуются относительно низкой эффективностью; наличие в породе битумов гидрофобизирует коллектор и резко снижает действие капиллярной пропитки при заводнении. Вместе с тем упругий режим разработки не может обеспечить достаточно высокой конечной нефтеотдачи из-за быстрого истощения запаса упругой энергии пласта при снижении пластового давления. Для повышения в этом случае коэффициента извлечения нефти осуществляют восстановление упругого запаса залежи с помощью растворяющейся в нефти двуокиси углерода (СО₂) и последующую разработку на вторичном упругом режиме. Необходимый ресурс СО₂ (или значительная часть его) создается непосредственно в пласте путем сжигания присутствующих в породе твердых битумов, части остаточной нефти и температурного разложения карбонатов с выделением СО₂. Для осуществления этого в объекте (залежь в целом или отдельный этаж разработки) создаются временные очаги горения вокруг забоя нагнетательных скважин, через которые ведется закачка воздуха или кислородсодержащего газа. Отбор нефти в течение периода горения из объекта не ведется. В результате процесса поступающий в залежь кислород полностью сгорает в очаге горения, а образующийся при горении углеводородов и разложения карбонатов СО₂ с высоким давлением растворяется в нефти, повышая ее газонасыщенность и соответственно упругий запас. Так как при этом не ведется отбор нефти, давление в залежи будет расти. При этом особенно быстрый рост давления будет происходить в зоне горения, т.е. вблизи забоя нагнетательной скважины. В результате через определенный период времени (который зависит от интенсивности закачки, пьезопроводности коллектора и т.д.) давление на забое нагнетательной скважины достигнет величины давления нагнетания и дальнейшая закачка кислородсодержащего газа в нее станет невозможной, в то время как на удалении от нагнетательной скважины давление в залежи поднимется незначительно. На этой стадии предлагается перенести закачки кислородсодержащего газа в другую скважину и весь процесс повторяется до момента, когда давление на забое этой новой нагнетательной скважины вновь достигнет величины давления нагнетания. Затем закачка газа переносится в третью нагнетательную скважину или возобновляется в первой, так как к этому времени давление в ее призабойной зоне снизится. Таким образом, чередуя закачку кислородсодержащего газа в разные нагнетательные скважины или возобновляя ее в одной и той же, но с паузой, необходимой для выравнивания давления в пласте, осуществляют равномерный подъем пластового давления до уровня давления нагнетания. После этого возобновляют разработку залежи на упругом режиме. При возможности и целесообразности цикл повторяется после вторичного снижения пластового давления. Однако надо иметь в виду, что возможности получения дополнительной нефтеотдачи за счет вторичного упругого режима при втором и последующих циклах реализации предложенного способа существенно сокращаются. Уже при первом цикле возрастает газосодержание нефти и соответственно ее давление насыщения. Вследствие этого уменьшается диапазон возможного снижения пластового давления при вторичном упругом режиме. После выполнения нескольких циклов дальнейшая реализация способа может стать экологически нецелесообразной. Появление в пластовой системе свободного газа означает, что более выгодным является переход к режиму растворенного газа. Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. После открытия нефтяной залежи в карбонатном трещиновато-кавернозно-поровом коллекторе производят ее разведку, подсчитывают и утверждают запасы нефти и растворенного газа. Составляют технологическую разработку залежи на упруго-замкнутом режиме со снижением пластового давления, т.е. на режиме истощения. Разбуривают залежь в соответствии с технологической схемой и ведут добычу нефти до тех пор, пока пластовое давление снизится до определенного уровня (выше уровня давления насыщения нефти газом и выше уровня давления смесимости нефти с СО₂₎. Прекращают добычу нефти и, по крайней мере, одну добывающую скважину делают нагнетательной и переводят под закачку в пласт кислородсодержащего газа (воздуха, дымовых газов, утилизационных газов с высоким содержанием СО₂, газов, обогащенных кислородом, чистого кислорода). При достаточно высокой пластовой температуре в залежи создается, по крайней мере, один очаг горения, продуцируется СО₂, который, растворяясь в нефти, увеличивает ее упругость и пластовое давление. При достижении в очаге горения и на забое нагнетательной скважины давления, соответствующего давлению нагнетания, закачка кислородсодержащего газа приостанавливается и переносится в другую нагнетательную скважину или возобновляется в первой нагнетательной скважине, но после паузы, необходимой для снижения давления на забое вследствие его выравнивания в объеме залежи. Чередующаяся закачка кислородсодержащего газа в одну или несколько нагнетательных скважин продолжается до равномерного возрастания пластового давления не выше уровня давления нагнетания. Возобновляется добыча нефти на упругом режиме до снижения пластового давления до заданного уровня (выше давления насыщения нефти газом, которое с учетом растворенного в нефти СО₂ возрастает по сравнению с начальными условиями). При возможности и целесообразности цикл повторяется. После исчерпания возможностей увеличения нефтеотдачи за счет предложенного способа, что определяется по прорыву газа в добывающие скважины, залежь переводится на режим растворенного газа. П р и м е р. Вскрытая массивная нефтяная залежь с балансовыми запасами 13 млн. т нефти разрабатывается на упругом режиме 170 добывающим скважинам, мощность пласта 200 м, пластовое давление 80 МПа, пластовая температура 388 К. Нефть легкая, насыщенная газом, при давлении насыщения Р_нас 25 МПа, газосодержание 600 м³/т, плотность пластовой нефти 0,6272 т/м³, удельный объем 1,59 м³/т. Залежь разрабатывается на упругом режиме до 30 МПа. Плотность пластовой нефти при 30 МПа 0,53 т/м³, удельный объем соответствует 1,89 м³/т. Снижение давления с 80 до 30 МПа позволяет отобрать 1,89 1,59 0,3 м³/т 0,19 или 19% от балансовых запасов нефти в пласте. Для того, чтобы увеличить нефтеотдачу с помощью предложенного способа, останавливают все добывающие скважины и три из них переводят под закачку воздуха. При этом используется компрессор с давлением 35 МПа. С учетом веса столба сжатого газа и потерь на трение на забое скважины давление нагнетания составит 42 МПа. Закачку первоначально ведут в одну скважину (N 1). При средней пьезопроводности пласта 1900 см²/с и объеме закачки 500 м³/сут в течение 1,5 2 мес пластовое давление в очаге горения достигнет 42 МПа и продолжение закачки в эту скважину станет невозможным. Компрессор переключается на нагнетательную скважину N 2. К этому времени пластовое давление в районе скважины N 2 уже будет больше исходного (30 МПа) на 2 3 МПа за счет эффекта от первого очага горения. Поэтому период закачки воздуха в скважину N 2 будет несколько меньше (1,5 месяца). Затем закачка воздуха переносится в скважину N 3, затем снова в скважину N 1, так как к этому времени пластовое давление в первом очаге горения снизится за счет его выравнивания в объеме залежи, но будет значительно выше исходного с учетом эффекта и от второго и третьего очагов, и составит примерно 37 38 МПа. Последовательная закачка воздуха в три нагнетательных скважины каждый раз все более короткая по продолжительности продолжается пока пластовое давление во всей залежи не выравняется на уровне, близком к давлению нагнетания. Если при этом создаваемые очаги горения имеют размеры R 50 м, Н 50 м, то при отсутствии отбора нефти температура в очаге горения может подняться до 700 800^оС и выше. При этом происходит диссоциация породы в объеме очага горения. Объем одного очага составляет V392500 м³. Плотность породы 2,5 м/м^3. Масса породы в очаге горения 942000 т. Примем, что диссоциирует 80% породы в этом объеме. Пористость в этой части пласта равна 0,05, нефтенасыщенность 0,5, водонасыщенность 0,5, содержание битума 2% от объема всей породы. В процессе диссоциации из породы выделится СО₂: 942000 ^. 0,8 ^.240 ≈180 млн. м³; воды 392500 ^. 0,05 ^. 0,5 ^. 0,8 7850 м^3. Остальной объем 132468 м³ будет заполняться азотом, выделяющимся при горении нефти и битума. Объем пластовой нефти 392500·0,05·0,5 9812,5 м³. Масса пластовой нефти 9812,5·0,53 5200 т. 1 т пластовой нефти содержит 0,75 т стабильной нефти 5200 ^. 0,75 3900 т. В процессе горения сгорает 80% стабильной нефти, 0,8 ^. 3900 ^.1589 (стехиометрические коэффициенты) 5 млн. т. СО₂. При этом выделяется воды 4274 т и газа 1,872 млн. ст. м³, который будет вместе с СО₂ растворяться в нефти, окружающей очаг горения. Битум, содержащийся в породе, 392500·0,02 7850 м³, или, принимая его плотность 1,7850 т. При сжигании 80% битума выделяется СО₂0,8 ^. 7850 ^. 1758 11 млн. м³ и воды 0,8 ^. 7850 ^. 0,6 3768 т (или м³⁾. Итого при сгорании одного очага горения выделяется СО₂ 180 + 5 + 11 196 млн. м³; воды 7850 + 4274 + 3768 15892 м³ и газа 1,87 млн. ст. м³. Вес оставшейся породы в очаге горения 942000 180 ^. 106 ^.0,00196 589200 т, при той же плотности объем порогового пространства составит 0,375 от общего объема. Вода, превращающаяся в пар, затем конденсируется и заполняет примерно 10% этого объема. Расход кислорода на сжигание нефти и битума составит 22334 т или 15,6 млн. ст. м³ кислорода. Если для создания очага горения закачивать в пласт воздух, то его понадобится 74,3 млн. ст. м³. Из них азота будет 58,7 млн. ст. м³. Для заполнения объема V 132468 м³ необходимо при Р 40 45 МПа 30 31 млн. ст. м³ азота, принимая, что температура после остывания очага горения снизится до 150^оС. Тогда в окружающей пластовой нефти будет растворяться дополнительно 196 млн. м³ СО₂, 1,87 млн. м³ газа и ≈ 28 млн. м³ N₂. При этом газ будет иметь следующий объемный состав: CO₂ 86,8% или массовый 91,0% 2 12,4% 8% угл. газ 0,8% 1% Расчеты показывают, что газ такого состава полностью смешивается с пластовой нефтью, т.е. в ней растворяется. Учитывая наличие трех очагов горения и принимая, что все это количество газа растворится в нефти, относя его по всем запасам, получим, что в пластовой нефти раствоpится 0,075 массовых долей СО₂, 0,0066 N₂ и 0,0008 углекислого газа. Общее количество растворяющегося газа составит 677,4 млн. м³ или 1,260 млн. т. Тогда средний удельный объем нефти будет 0,917·1,89 + 0,075·1,27 + 0,00662·0,8 + 0,0008·2,8 1,733 + 0,095 + 0,0137 + 0,0022 1,8439; увеличение объема 0,0587. При этом давление насыщения увеличивается до 28 МПа. Такое увеличение объема способствует подъему давления на 11,7 МПа, т.е. в залежи должно подняться давление с 30 до 41,7 МПа, что соответствует предельному давлению нагнетания (42 МПа), пересчитанному на забой нагнетательной скважины при давлении от компрессора 35 МПа. После окончания горения и стабилизации давления начинается отбор нефти. При этом отбирается около 5,5% стабильной нефти от балансовых запасов. Четырехкратное повторение такой операции позволит дополнительно добыть около 5,5 4 22% от балансовых запасов. При этом давление насыщения увеличится до 32 МПа. Дальнейшая разработка месторождения на истощение на режиме растворенного газа приведет к дополнительной добыче нефти еще 7,5% Преимущество предлагаемого способа по сравнению с прототипом заключается в увеличении нефтеотдачи разрабатываемой залежи. Это связано с тем, что восстановление упругого запаса залежи, т.е. повышение давления происходит не только благодаря растворению в нефти СО, но и за счет высокой температуры горения и образования пара из содержащегося в матрице породы остаточной воды. Следующим преимуществом предлагаемого способа по сравнению с прототипом является снижение себестоимости добычи нефти. Закачка углекислого газа требует использования специального коррозионностойкого оборудования, что существенно удорожает процесс. Кроме того, необходимо иметь источники углекислого газа (месторождения СО₂ или промышленные производства, отходы которых содержат СО₂). Имеющийся углекислый газ необходимо транспортировать к месту закачки. Все это связано с дополнительными затратами. Перечисленные проблемы отсутствуют в предлагаемом способе. Вот почему изыскание дополнительных ресурсов углекислого газа непосредственно в разрабатываемой залежи представляется средством, способным значительно снизить себестоимость добычи нефти по сравнению с прототипом. Экономический эффект от внедрения предлагаемого технического решения может быть оценен по дополнительной добыче нефти и снижению расходов, необходимых для закачки СО₂ в залежь. Дополнительная добыча нефти составит 0,06 ^. 13 0,78 млн. т. При этом будет подвергнуто сжиганию 0,8 ^. 3900 ^.3 ^. 4 37440 т нефти, что составляет от балансовых запасов 0,3% Если закачку воздуха осуществлять последовательно в три нагнетательные скважины, то потребуется только один компрессор с давлением 35 МПа, производительностью 500 тыс. м³/сут. Кроме того, повышается общая эффективность способа, так как сокращаются расходы, необходимые для закачки СО₂ из постороннего источника.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ, включающий отбор нефти из добывающих скважин до падения давления насыщения нефти газом, прекращение отбора нефти, снабжение залежи углекислым газом и последующий отбор нефти, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи за счет повышения охвата зонально-неоднородных залежей и снижения затрат на добычу нефти, снабжение залежи углекислым газом ведут закачкой в скважины кислородсодержащего газа и сжиганием части имеющихся в залежи углеводородов до подъема давления в зоне горения, соответствующего давлению закачки кислородсодержащего газа, причем операцию по закачке кислородсодержащего газа в скважины и сжигания части имеющихся в залежи углеводородов повторяют до равномерного выравнивания пластового давления в объеме всей залежи не выше давления закачки кислородсодержащего газа.