Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на залежах значительной нефтенасыщенной толщины. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и за счет этого увеличение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу вскрывают подошвенную часть пласта. Закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта. В качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь. Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на залежах значительной нефтенасыщенной толщины.

Известен способ водогазового воздействия на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1990, №3, с.35-39).

Способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки массивных нефтяных месторождений, включающий одновременную закачку в пласт через нагнетательные скважины газа при давлении не ниже давления насыщения нефти газом и воды, отбор нефти через добывающие скважины. Для увеличения выработки подошвенной части массивного нефтяного месторождения путем увеличения охвата пласта воздействием, до начала закачки воды ведут закачку газа в кровельную часть пласта до прорыва к добывающим скважинам, затем с одновременной закачкой газа осуществляют закачку в подошвенную часть пласта воды при давлении ниже давления закачки газа (Патент РФ №1547412, кл. Е21В 43/20, опублик. 1999.11.27 - прототип).

Известный способ не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи.

В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта.

Нагнетание водогазовой смеси могут чередовать с нагнетанием воды.

Сущность изобретения

Известные способы не обеспечивает охвата пласта воздействием, что отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В изобретении решается задача повышения охвата пласта воздействием и за счет этого увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, а закачку вытесняющего агента производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью 30 мкм и более. При этом оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. На конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм.

Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах. Нагнетание водогазовой смеси возможно чередовать с нагнетанием воды. В качестве газа используют углеводородный газ.

В пласт нагнетают на начальном этапе эксплуатации залежи высокодисперсную водогазовую смесь. При закачке водогазовой смеси большой дисперсности (30 и более микрометров) в подошвенную часть пласта газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. Вода занимает подошвенную часть пласта. При закачке следующих порций водогазовой смеси вода фильтруется по газонасыщенной части пласта, так как фазовая проницаемость для нее меньше, чем по водонасыщенной. Так же как при закачке предыдущих порций газ фильтруется в высокопористые части коллектора и за счет сегрегации занимает верхние части пласта. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил - верхние части пласта.

При водогазовом воздействии происходит циклическое чередование насыщенностей в пласте. Несмачивающаяся фаза, которую обходит смачивающаяся фаза при фильтрации в пористой среде, оказывается как бы захваченной в пласте в неподвижном состоянии. Увеличивающееся содержание захваченной фазы ухудшает фазовые проницаемости флюидов. Объем захваченной фазы зависит от начальной насыщенности перед нагнетанием флюида. Для пластов со смешанной смачиваемостью предполагается, что большие поры преимущественно гидрофобны, а малые гидрофильны. Пласты со смешанной смачиваемостью обычно представляются гидрофильной моделью фазовых проницаемостей потому, что изменения распределения флюидов в пласте смешанной смачиваемости незначительны в сравнении с гидрофильными пластами. После заводнения большие поры в гидрофильных пластах или частях пласта содержат остаточную нефть, содержание которой может быть снижено вытеснением ее в поровые каналы свободным не смачивающим породу газом.

Оптимальные условия при водогазовом воздействии достигаются при движении по пласту газа и воды с одинаковой скоростью. Это становится возможным в зоне водогазовой смеси в течение короткого промежутка времени, так же имеет ограниченное распространение в пласте из-за различий в гравитационно-вязкостных силах при трехфазной фильтрации в неоднородном пласте. Повышение эффективности водогазового воздействия можно добиться путем изменения направления потоков, чередования оторочек газа и воды, циклического изменения давления нагнетания и дебитов.

Выбор оптимального водогазового отношения может улучшить охват пласта водогазовым воздействием. Поддержание свободного газа перед оторочкой воды в высокопроницаемом пласте позволяет создать условия для его проникновения в вышележащие зоны по всей длине пласта.

Размеры зоны водогазовой смеси регулируются чередованием оторочек воды и газа. Уменьшение чередующихся с водой оторочек газа приведет к захвату всего газа, поступающего в высокопроницаемый пласт, предотвратив его сегрегацию и проникновение в низкопроницаемую часть.

Формирование фронта вытеснения обусловлено соотношением вязкостных и гравитационных сил. Форма фронта вытеснения с доминирующим гравитационным языком определяется в конечном счете отношением горизонтальной и вертикальной скоростей фильтрации.

Циклическое изменение давления нагнетания в неоднородных пластах создает неравновесные условия в зонах с различной нефтенасыщенностью. Неравновесное состояние капиллярных сил на контакте нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта быстрее устраняется вместе с ускорением капиллярной пропитки воды в гидрофильных пластах в полуциклы с положительным градиентом давления. Вода, проникая в зоны пласта с высокой нефтенасыщенностью, вытесняет нефть и удерживается в них капиллярными силами в полупериоды с отрицательным градиентом давления. В результате достигается вытеснение и извлечение нефти из зон, не охваченных стационарной закачкой.

Циклическое водогазовое воздействие более эффективно в пластах, содержащих флюиды с высоким коэффициентом сжимаемости. Увеличение сжимаемости флюидов при данном виде воздействия благоприятно сказывается на перетоках и массопереносе между зонами с низкой и высокой проницаемостями. Нестационарное водогазовое воздействие расширяет возможности в применении технологии на пластах смешанной смачиваемости и гидрофобных, так как газ лучше проникает в гидрофобные части пласта, вытесняя нефть в высокопроницаемые зоны.

Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет изменения направления фильтрационных потоков и за счет попеременного нагнетания водогазовой смеси и воды. Водогазовая смесь снижает приводимость самых проницаемых зон, сегрегирующийся газ вытесняет нефть из малопроницаемых прикровельных частей пласта, а закачиваемая обычная вода вытесняет нефть из приподошвенных частей пласта. Затем, за счет нагнетания мелкодисперсной водогазовой смеси, которая, обладая меньшей подвижностью, увеличивается охват пласта процессом вытеснения. За счет роста градиентов давления в пласте, увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости нефти при растворении в ней газа, а также благодаря сегрегации газа в прикровельной части пласта увеличивается нефтеотдача пласта и возрастает продуктивность скважин по нефти.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1200 м, начальное пластовое давление 12 МПа, пластовая температура 24°С, толщина продуктивного пласта 15 м, средняя пористость 19,0%, проницаемость 0,7 мкм², нефтенасыщенность 0,74 д. ед., вязкость нефти 40 мПа.с, плотность нефти 0,84 г/см/³. Залежь разрабатывают 2 нагнетательными скважинами и 10 добывающими скважинами. В нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта высотой 3 м. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа определяют из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. Поровый объем коллектора составляет 3000 тыс. м³. Средний размер пор составляет 10 мкм. Поровый объем менее этого размера составляет 70%. Высокопористая часть пласта составляет 30% от продуктивной части коллектора. Для вытеснения нефти из этой части пласта необходимо закачать газ (30%). Таким образом, водогазовое отношение составит 0,7 к 0,3 в пластовых условиях. Закачку вытесняющего агента - водогазовой смеси с соотношением соответственно 0,7/0,3 производят циклически под давлением 17 МПа, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, равное 16 МПа. В качестве вытесняющего агента вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью более 30 мкм при соотношении объемов нагнетания воды и газа 0,7/0,3. На конечном этапе при выработке запасов залежи порядка 70-75% нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь с дисперсностью менее 10 мкм. Циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на половине нагнетательных скважин на 130% периодически через 15 сут. В добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Объем нагнетания составляет 3500 тыс. м³.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды в соотношении 0,6/0,4.

В результате нефтеотдача залежи составила 46% против 37% по прототипу. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды.