Способ разработки массивной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки массивной нефтяной залежи с нагнетанием водогазовой смеси. Обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ предусматривает нагнетание в залежь водогазовой смеси, приготовленной на устье или в скважине в процессе эжекции, добавление в воду поверхностно-активных веществ, изменение степени аэрации водогазовой смеси и давления нагнетания. Согласно изобретению плотность водогазовой смеси на входе в пласт и забойное давление в нагнетательной скважине, среднее в интервале закачки, поддерживают в соответствии с аналитическим выражением. Осуществляют периодическое изменение во времени плотности водогазовой смеси и забойного давления с учетом аналитического выражения. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяной залежи с применением методов увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), в частности, путем закачки в пласт водогазовой смеси.

Известны способы разработки нефтяных залежей с закачкой в пласт водогазовой смеси, описанные в патентах №2060378, №2088752, №2269646, №93003931, №94007734. Водогазовую смесь готовят либо на поверхности, либо в стволе скважины путем смешения воды и углеводородного, или иного газа, при заданной концентрации газа в смеси С* - в условиях на забое нагнетательной скважины.

Наиболее близким к предлагаемому является способ по патенту №2088752, согласно которому закачку воды и газа в нагнетательные скважины осуществляют в виде водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции. Объем подсасывающего газа поддерживают на таком уровне, чтобы вязкость образованной водогазовой смеси в пластовых условиях была равна вязкости пластовой нефти. После достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2-5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза. Затем повышают давление нагнетания в 1,1-1,5 раза до восстановления первоначальной приемистости. В закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ - анионактивного типа и неионогенного типа концентрацией 0,1-1% при соотношении 1:1-1:3.

Существенным недостатком данного патента является то, что при его осуществлении возможны негативные явления, обусловленные оттоком водогазовой смеси в подстилающий массивную нефтяную залежь водонасыщенный объем пород, а также прорывом водогазовой смеси в верхнюю часть залежи, насыщенную нефтью. Не приводятся ограничения на плотность водогазовой смеси, закачиваемой в пласт - ρ_с, а также не указаны пределы допустимого давления на забое нагнетательной скважины - Р_с. Это является существенным недостатком известного способа.

Важность учета ограничений применительно к первому параметру - плотности водогазовой смеси покажем на следующем примере. На фиг.1 представлены расчетные графики изменения плотности водогазовой смеси ρ_с от давления при плотности применяемых для приготовления смеси воды ρ_в=1150 кг/м³ и газа, в стандартных условиях, ρ_г=0,8 кг/м³ и различных значениях концентрации смеси на входе в пласт - при давлении на забое скважины Р*=26 МПа и концентрации газа в смеси на забое нагнетательной скважины С*=0,05-0,3. Как видно из приведенных графиков, плотность водогазовой смеси при давлении Р_с>5 МПа изменяется от 400 кг/м³ (при С*=0,3 и Р_с=5 МПа) до 1130 кг/м³ (при С*=0,05 и Р_с=30 МПа). Если, например, плотность нефти в пластовых условиях ρ_{н. пл}=700 кг/м³, а плотность воды: пластовой или нагнетавшейся в пласт перед закачкой водогазовой смеси ρ_{в. пл}=1000 кг/м³, то при значениях плотности водогазовой смеси ρ_с<700 кг /м³ смесь будет «всплывать» в нефти, а при ρ_с>1000 кг/м³ - «тонуть» в пластовой воде.

Оба случая не выгодны с позиций увеличения КИН. В первом случае будут наблюдаться прорывы закачиваемой водогазовой смеси по отдельным высокопроницаемым каналам вверх, вследствие чего будет низкое значение коэффициента охвата вытеснением нефти закачиваемой водогазовой смесью. Во втором случае, особенно при реализации процесса на начальной стадии разработки, эффекта от закачки водогазовой смеси или вообще не будет, или эффект будет минимальным, так как смесь под действием гравитационных сил будет стремиться уйти вниз и в конечном итоге может занять объем ниже начального уровня водонефтяного контакта (ВНК), т.е. за пределами нефтяной залежи. По этой причине не будет образован на границе нефти с пластовой водой слой водогазовой смеси - жидкости с пузырьками газа, вследствие продвижения которой перед фронтом воды обеспечивается увеличение коэффициента вытеснения нефти. Окончательное условие по первому из рассматриваемых параметров имеет вид

Условие (1) позволяет водогазовой смеси продвигаться вверх («всплывать») только в пределах обводненного объема залежи между начальным и текущим положениями ВНК и не уходить под действием гравитационных сил вниз.

Ограничения по второму параметру - забойному давлению в нагнетательной скважине в процессе закачки в нее водогазовой смеси Р_с - обусловлено следующим. Как известно (Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 2005, стр.28-31), давление закачки должно быть выше, чем начальное давление насыщения пластовой нефти газом Р_{нас. нач}. Объясняется это тем, что увеличение КИН за счет закачки в нефтяную залежь водогазовой смеси, наряду с другими причинами, связано с дополнительным насыщением содержащейся в пустотах породы нефти газом - в частности углеводородным, и увеличивающимся вследствие этого объемом пластовой нефти. Выражается это в росте объемного коэффициента нефти b_н после ее контакта с пузырьками газа при давлении, выше начального давления насыщения пластовой нефти газом. Если водогазовую смесь закачивать с давлением Р_с ниже, чем Р_{нас.нач}, то прироста объема пластовой нефти не произойдет, и, естественно, прирост КИН будет либо минимальный, либо его вообще не будет. Поэтому условием эффективного применения закачки водогазовой смеси является поддержание на забое нагнетательной скважины давления выше, чем начальное давление насыщения пластовой нефти газом. Однако при этом в случае, если сумма забойного давления в нагнетательной скважине и давления, создаваемого весом столба водогазовой смеси h от интервала закачки до глубины начального ВНК - величина g·ρ_c·h - превысит величину текущего давления на глубине начального ВНК Р_{тВНКнач}, то возможен отток части объема закачиваемой водогазовой смеси, а вместе с ней и вытесненной нефти, за пределы начальных контуров нефтяной залежи - в водонасыщенный объем, расположенный ниже начального водонефтяного контакта.

Для предотвращения оттока закачиваемой водогазовой смеси за пределы нефтяной залежи - ниже глубины начального ВНК в случае расположения интервала закачки смеси в интервале, расположенном выше глубины начального ВНК на величину h, предлагается поддерживать давление на забое нагнетательной скважины из условия

где g - ускорение силы тяжести;

h - расстояние по вертикали, высота, от середины интервала закачки до начального ВНК;

ρ_с - средневзвешенное значение плотности водогазовой смеси вдоль высоты h.

Повышение эффективности предлагаемого способа осуществляется путем периодического изменения во времени плотности закачиваемой водогазовой смеси и забойного давления в пределах, приведенных в выражениях (1) и (2).

Наибольший охват объема массивной залежи вытеснением, как известно (Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 2005, стр.55-60) достигается нагнетанием вытесняющего агента в нижнюю часть залежи при условии наличия здесь слоя с повышенной проницаемостью породы.

При отсутствии в нижней части залежи высокопроницаемого интервала предлагается провести на глубине начального ВНК направленный горизонтальный высокопроникающий гидроразрыв пласта или пробурить в этом интервале один или несколько горизонтальных стволов либо горизонтальных отводов из имеющейся вертикальной скважины, после чего осуществлять закачку водогазовой смеси в залежь.

Водогазовая смесь, поступающая в образованную горизонтальную трещину, будет распространяться радиально от забоя скважины, охватывая большую площадь. Одновременно с перемещением в радиальном направлении будет происходить также перемещение водогазовой смеси в вертикальном направлении - за счет меньшей ее плотности по сравнению с плотностью пластовой воды. Вследствие этого водогазовой смесью может быть охвачен большой объем породы - от начального до текущего положения ВНК.

На фиг.2 представлена схема осуществления процесса с расположением в пределах начального ВНК горизонтального ствола (1). Выходящая из перфорационных отверстий скважины водогазовая смесь за счет разности плотностей пластовой воды и водогазовой смеси располагается слоем (2) над горизонтальным стволом и затем постепенно продвигается вверх, до поверхности текущего положения ВНК. При этом охватывается вытеснением большой объем породы.

Увеличение охвата залежи вытеснением нефти водогазовой смесью может быть достигнуто также путем постепенного в процессе закачки перекрытия разобщающими устройствами верхней части вскрытого интервала залежи. При этом первоначально закачку водогазовой смеси осуществляют в весь вскрытый интервал залежи, а затем, по истечении определенного времени, уменьшают интервал закачки, отсекая верхнюю часть вскрытого интервала залежи. За счет переноса закачки в нижнюю часть залежи обеспечивается охват большего объема залежи вытеснением, уменьшаются прорывы вытесняющих агентов к добывающим скважинам, расположенным вблизи нагнетательной.

1. Способ разработки массивной нефтяной залежи, предусматривающий для повышения нефтеотдачи нагнетание в залежь водогазовой смеси, приготовленной на устье или в скважине в процессе эжекции, добавление в воду поверхностно-активных веществ, изменение степени аэрации водогазовой смеси и давления нагнетания, отличающийся тем, что плотность водогазовой смеси ρ_с на входе в пласт поддерживают из условия:

ρ_нпл<ρ_с<ρ_впл,

где ρ_нпл и ρ_впл - соответственно плотность нефти и воды в пластовых условиях,

а забойное давление в нагнетательной скважине, среднее в интервале закачки, Р_с - из условия:

Р_наснач<Р_с<(Р_{тВНКнач}-g·ρ_c·h),

где Р_{тВНКнач} - текущее пластовое давление в залежи на глубине начального водонефтяного контакта - ВНК;

g - ускорение силы тяжести;

h - расстояние по вертикали - высота от середины интервала закачки водогазовой смеси до начального ВНК;

Р_наснач - начальное давление насыщения нефти углеводородным газом;

ρ_с - средневзвешенное значение плотности водогазовой смеси вдоль высоты h,

а периодическое изменение во времени плотности водогазовой смеси и забойного давления осуществляют в указанных выше пределах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку в залежь водогазовой смеси осуществляют через горизонтальную трещину, образованную в результате проведенного на глубине начального ВНК направленного высокопроникающего гидроразрыва пласта, или через пробуренные на глубине начального ВНК горизонтальные стволы, или через горизонтальные отводы из имеющейся вертикальной скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку водогазовой смеси первоначально осуществляют в весь вскрытый интервал залежи, а затем по истечении некоторого времени постепенно уменьшают интервал закачки путем перекрытия разобщающими устройствами верхней части вскрытого скважиной интервала залежи.