Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта закачкой воды. Способ включает циклическое нагнетание в обводнившийся продуктивный пласт воды, проведение отборов и исследование проб пластовых флюидов, замеров промыслово-геофизическими методами пластового давления и насыщенности пустот породы флюидами. В каждом цикле в фазе увеличения пластового давления закачку воды в пласт осуществляют до достижения пластовым давлением предельного - максимального - не выше расчетных значений давления, при котором происходит полное растворение в нефти содержавшегося в пустотах породы газа, определяемого в соответствии с математическим выражением. В фазе снижения пластового давления до предельного - минимального - его величину устанавливают не ниже давления, при котором газонасыщенность пустот породы становится равной критической, соответствующей началу фильтрации в породе газа, выделившегося из находящейся в пустотах породы нефти. В случае снижения газонасыщенности пустот породы ниже заданного минимального значения перед очередным циклом закачки воды в залежь закачивают расчетный объем газа или водогазовой смеси. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяной залежи с применением методов увеличения нефтеотдачи, в частности путем закачки в пласт воды в циклическом режиме.

Известны способы разработки нефтяных залежей с закачкой в пласт воды в циклическом режиме, опубликованные в работах: «Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты», Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. - М.: Недра, 1988; «Повышение эффективности вытеснения нефти из неоднородных коллекторов нестационарным водогазовым воздействием», Алексеев Д.Л., Владимиров И.В., Вафин Р.В. - НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии».- г. Самара, № 2, 2007, - с.5-10, и в патентах: РФ № 2266396, кл. 7 Е21В 43/20, опубл. 2005.12.20; РФ № 2299979, кл. 7 Е21В 43/20, опубл. 2007.05.27; АС № 193402, кл.5а, 41, МПК Е21b. В процессе циклической закачки воды и добычи жидкости осуществляют замеры пластового давления, отборы и исследования пластовых проб нефти, воды, газа и геофизические исследования вскрытых скважинами интервалов пласта: определяют насыщенность пустот породы нефтью и газом.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, описанный в АС № 193402. Согласно данному способу при разработке нефтяных месторождений с применением периодического заводнения в нефтенасыщенных зонах повышают запас упругости созданием в них свободной газовой фазы путем периодического снижения пластового давления ниже давления насыщения или циклической закачки газа в эти зоны. При этом увеличивается охват пласта заводнением. Пластовое давление предлагается снижать до величины порядка 15-20% ниже давления насыщения. После этого изменяют режим закачки воды и отбора нефти таким образом, чтобы давление в пласте повысилось до первоначального уровня. В дальнейшем циклы повторяют в изложенной последовательности.

Недостатком известного способа-прототипа циклической закачки воды является то, что при его осуществлении в залежи, находящейся в условиях режима растворенного газа, при установлении предельных величин давления в течение цикла: максимального - в конце фазы увеличения пластового давления и минимального - в конце фазы снижения пластового давления, не учитываются особенности изменения пластового давления, обусловленные наличием в пустотах породы нефти, воды и газа, что влияет на энергоемкость процесса циклической закачки воды. В частности, в фазе повышения давления не обоснованы рациональные пределы его увеличения - указывается только, что оно должно «повыситься до первоначального уровня». А это допускать не всегда целесообразно, т.к. первоначальный уровень давления может превышать величину текущего давления насыщения нефти газом, газ полностью растворится в нефти и какое-то время будет сжиматься только одна жидкость: нефть и вода, что, как будет показано ниже, приводит к повышенным затратам энергии на сжатие закачиваемой в пласт воды. Вследствие этого в процессе циклического воздействия не обеспечивается рациональное использование затрачиваемой энергии на закачку в пласт воды и в конечном итоге - на увеличение извлекаемых запасов нефти. В фазе снижения пластового давления не указывается, чем обусловлена величина снижения давления «порядка 15-20% ниже давления насыщения».

Заявленное изобретение направлено на решение следующей технической задачи: повышение эффективности разработки обводненной нефтяной залежи с пластовым давлением ниже первоначального давления насыщения нефти газом, в которую ведется циклическая закачка воды для увеличения коэффициента извлечения нефти - КИН.

Поставленная цель достигается за счет снижения расхода энергии на закачку в пласт воды путем установления в каждом цикле при закачке воды предельных величин пластового давления: предельного - максимального и предельного - минимального. Способ разработки нефтяной залежи включает циклическое нагнетание в обводнившийся продуктивный пласт воды, проведение отборов и исследование проб пластовых флюидов, замеров промыслово-геофизическими методами пластового давления, температуры и насыщенности породы флюидами и предусматривает в каждом цикле в фазе увеличения пластового давления закачку воды в пласт осуществлять до достижения пластовым давлением предельного - максимального - не выше расчетных значений давления, при котором происходит полное растворение в нефти содержавшегося в пустотах газа, Рпл max ≤ Рнас, а в фазе снижения пластового давления - предельного - минимального, величину которого устанавливают не ниже давления, при котором газонасыщенность породы становится равной критической, Рпл min ≥ Рпл кр, соответствующей началу фильтрации в породе газа, выделившегося из находящейся в пустотах породы нефти; в случае снижения газонасыщенности пустот породы ниже заданного минимального значения перед очередным циклом закачки воды в залежь закачивают расчетный объем газа или водогазовой смеси, после чего продолжают закачку воды в циклическом режиме.

Изобретение основано на принципе удержания в пустотах породы части объема воды, периодически внедряющейся в них при увеличении пластового давления и затем вытесняемой оттуда расширяющимися флюидами при последующем снижении пластового давления.

Прирост коэффициентов вытеснения нефти водой при циклическом воздействии на обводненный нефтяной пласт зависит от произведения объема воды, поступившей в имеющиеся в нефтенасыщенной горной породе пустоты: поры, трещины, каверны, на коэффициент ее удержания в пустотах. При одинаковой разности между величинами максимального и минимального пластового давления, достигаемыми в течение одного цикла, объем внедряющейся воды, а следовательно, и прирост коэффициента вытеснения будет больше в случае, когда сжимаемость находящихся в пустотах породы флюидов более высокая. Это возможно в условиях, когда в составе находящихся в пустотах породы сжимаемых закачиваемой водой флюидов содержится свободный газ, сжимаемость которого намного выше сжимаемости жидкой фазы: воды и нефти. Поэтому для более эффективного осуществления процесса и оптимального использования энергии нагнетаемой в пласт воды при циклическом воздействии на пласт предлагается в период фазы увеличения пластового давления не допускать его превышения над давлением, необходимым для полного растворения газа, находившегося в пустотах в начале циклов, а в период фазы снижения пластового давления - в конце циклов - не допускать снижения пластового давления ниже уровня, при котором газонасыщенность пустот породы может превысить предельное значение, при котором начинается фильтрация газа в породе данного пласта, заполненной трехфазной средой, предотвращая этим прорыв газа из низкопроницаемых объемов породы в высокопроницаемые слои или в трещины.

Предлагаемое техническое решение подтверждается расчетами по оценке эффективности вытеснения нефти водой при различных значениях максимального пластового давления в конце данного цикла, Рпл max. Определяется отношение прироста коэффициента вытеснения к максимальному пластовому давлению, достигаемому в течение данного цикла, DКв/Рпл max. Максимальному значению данного отношения соответствуют минимальные удельные затраты энергии на закачку в пласт воды для извлечения нефти за один цикл при циклическом воздействии на пласт, поскольку расход энергии, потребляемой нагнетающими воду насосами, пропорционален произведению расхода воды на создаваемый насосами перепад давления, который зависит от Рпл max: чем больше Рпл max, тем более высокое требуется давление на устье нагнетательных скважин, а следовательно, и на выходе из нагнетающих воду насосов.

Прирост величины коэффициента вытеснения за один цикл DKв оценивается по приближенной формуле (1), при выводе которой не учитывались, из-за малости величин, сжимаемость воды и сжимаемость породы - учитывалась только сжимаемость углеводородов: газа и нефти, наиболее сильно влияющая на протекание процесса. Рассматривалась технология воздействия на пласт, когда в начале цикла пластовое давление равно минимальному Рпл min, а в процессе закачки воды в первой фазе данного цикла увеличивается и достигает максимального значения Рпл max, при котором происходит частичное или полное растворение в нефти газа, содержащегося в пустотах в начале цикла. После этого пластовое давление во второй фазе цикла снижают до минимального Рпл min, обусловленного свойствами породы и насыщающих их флюидов, при котором газонасыщенность пустот породы не превысит предельного значения - критического, Ркр, соответсвующего началу фильтрации газа в породе, насыщенной нефтью, водой и газом

Здесь:

DКв - прирост коэффициента вытеснения нефти водой за один цикл;

bн(Рпл min), bн(Рпл max) - объемные коэффициенты нефти соответственно при значениях пластового давления Рпл min и Рпл max;

Sн(0) - нефтенасыщенность пустот породы в начале цикла; для рассмотренных в расчетах примеров принята равной 0,259;

Sг(Рпл min), Sг (Рпл max) - газонасыщенность пустот породы соответственно при значениях пластового давления Рпл min и Рпл max;

Кy - коэффициент удержания внедрившейся воды в пустотах; для рассмотренных в расчетах примеров принят равным 0,3;

Sн(нач.) - начальная нефтенасыщенность пустот породы нефтью при подсчете геологических запасов нефти в пласте; для рассмотренных в расчетах примеров принята равной 0,7.

Входящая в формулу (1) величина Sг(Pпл max) при полном растворении газа в нефти равна 0, а при частичном растворении - определяется по формуле:

Здесь

Тст, Рст - соответственно температура и давление при стандартных условиях;

Z(Рпл min), Z(Рпл max) - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при пластовом давлении Рпл min и Рпл max и пластовой температуре;

G(Рпл min), G(Рпл max) - коэффициент растворимости газа в нефти соответственно при пластовом давлении Рпл min и Рпл max и пластовой температуре;

Тпл - пластовая температура.

Величина давления, необходимого для полного растворения в нефти газа, содержавшегося в пустотах в начале цикла при Рпл min, определялась по формуле:

Здесь

Рнас - давление, при котором полностью растворяется в нефти газ, содержавшийся в пустотах в начале цикла;

G(Pнас) - коэффициент растворимости газа в нефти при пластовой температуре и давлении Рнас.

В качестве примеров в табл.1 и 2 представлены результаты расчетов значений DКв, а также отношения DKв/ Рпл max при заданном Рпл min=10 МПа и различных Рпл max для двух значений газонасыщенности пустот в начале цикла: 0,1 (табл.1) и 0,06 (табл.2). При проведении расчетов принимались экспериментальные зависимости параметров bн, Z и G, полученные при исследовании пластовой нефти одного из месторождений Нижнего Поволжья в виде многочленов

По экспериментальным данным коэффициенты в формулах (4), (5), (6) и (7) равны: C₁=0,0258; C₂=0,0007; q₁=5,85; q₂=18; A₁=1,124; A₂=0,0127; А₃=0,015; A₄=0,0023 (размерность давления - МПа).

Таблица 1
Рпл max, МПа	G, 1/МПа	bн	DKв	DKв/Рпл max, 1/МПа	Sн(0)	Z	Sг
10	7,65	1,251			0,259	0,812	0,1
11	7,486	1,263	0,0081	0,00074		0,801	0,078
12	7,35	1,276	0,0145	0,00121		0,791	0,060
13	7,235	1,289	0,0196	0,00151		0,783	0,046
14	7,136	1,301	0,0237	0,0017		0,776	0,034
15	7,05	1,314	0,0271	0,00180		0,770	0,023
16	6,975	1,327	0,0298	0,00186		0,766	0,015
17	6,909	1,340	0,0320	0,00188		0,764	0,007
18	6,85	1,352	0,0338	0,00188		0,762	0
19	6,797	1,350	0,0340	0,00179		0,762	0
20	6,75	1,348	0,0342	0,00171		0,764	0
21	6,707	1,346	0,0345	0,00164		0,767	0
22	6,668	1,343	0,0347	0,00157		0,771	0

Таблица 2
Рпл max, МПа	G, 1/МПа	bн	DKв	DKв/Рпл max, 1/МПа	Sн(0)	Z	Sг
10	7,65	1,251			0,259	0,812	0,06
11	7,486	1,2637	0,0063	0,00059		0,8009	0,042
12	7,35	1,2764	0,0113	0,00094		0,7912	0,028
13	7,235	1,2891	0,0152	0,00117		0,7829	0,0167
14	7,136	1,3018	0,0183	0,00131		0,776	0,007
14,8	7,066	1,312	0,0203	0,00137		0,7715	0
15	7,05	1,3115	0,0203	0,00136		0,7705	0
16	6,975	1,3092	0,0206	0,00128		0,7664	0
17	6,909	1,3069	0,0208	0,00122		0,7637	0
18	6,85	1,3046	0,0210	0,00116		0,7624	0
19	6,797	1,3023	0,0212	0,00111		0,7625	0
20	6,75	1,3	0,0214	0,00107		0,764	0

Расчетные зависимости DKв и отношения DKв/Рпл max от Рпл max для рассмотренных выше примеров представлены на фиг.1 и фиг.2, из которых видно, что величины комплекса DКв/Рпл max приобретают наибольшие значения при Рпл max, равном давлению насыщения, которое имеет различные значения, в зависимости от газонасыщенности пустот породы в начале цикла, Sг(Pпл min). При Sг(Рпл min)=0,1 Рнас=18 МПа; при Sг(Рпл min)=0,06 Рнас=14,8 МПа. Из графиков, приведенных на фиг.2, видно, что одинаковые значения отношения DКв/Рпл max можно получить при различных значениях Рпл max. Так, например, в варианте с газонасыщенностью в начале цикла Sг(Рпл min)=0,1 отношение DКв/Рпл max=0,0018 получается при Рпл max, равном 15 МПа, что ниже Рнас=18 МПа, либо при 19 МПа, что выше давления насыщения; в варианте с Sг(Рпл min)=0,06 отношение DКв/Рпл max=0,0012 получается при Рпл max, равном 13,2 МПа и 17,2 МПа. Представленные данные свидетельствуют о целесообразности осуществлять процесс циклической закачки воды при значениях Рпл max ≤ Рнас, что позволяет получать одинаковый удельный прирост коэффициента вытеснения, а следовательно, и дополнительно добытой нефти при меньших затратах энергии.

При реализации указанного технического решения в начале каждого цикла закачки воды в залежь осуществляют определение промыслово-геофизическими методами текущих значений пластового давления, температуры, насыщенности породы нефтью и газом и используют полученные данные в расчетах прироста коэффициентов вытеснения при различных значениях Рпл max и выбора величины максимального пластового давления в течение очередного цикла.

При газонасыщенности породы в начале цикла ниже установленного значения предлагается до начала закачки воды произвести закачку в пласт расчетного объема газа или водогазовой смеси, обеспечивающего достижение необходимого значения Sг в начале цикла - перед закачкой воды в пласт.

Контроль на всех этапах водогазового воздействия осуществляется путем отбора проб пластовой нефти и газа и определения их физических параметров на лабораторных установках PVT, а также проведения замеров промыслово-геофизическими методами пластового давления, температуры, насыщенности породы нефтью, газом. Полученная информация оперативно, в начале каждого цикла, используется в расчетах по формулам (1)-(7) технологических параметров при осуществлении циклической закачки воды в пласт.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий циклическое нагнетание в обводнившийся продуктивный пласт воды, проведение отборов и исследование проб пластовых флюидов, замеров промыслово-геофизическими методами пластового давления, температуры и насыщенности породы флюидами, отличающийся тем, что в каждом цикле в фазе увеличения пластового давления закачку воды в пласт осуществляют до достижения пластовым давлением предельного - максимального - не выше расчетных значений давления, при котором происходит полное растворение в нефти содержавшегося в пустотах газа, Рпл max ≤ Рнас, определяемого в соответствии с формулой
,
где Рнас - давление, при котором в процессе закачки воды в залежь полностью растворяется в нефти газ, содержавшийся в пустотах породы в начале цикла;
Рпл min - пластовое давление в начале цикла;
bн(Рпл min) -объемный коэффициент нефти при значении пластового давления Р пл min;
Sн(0) - нефтенасыщенность пустот породы в начале цикла;
Sг(Рпл min) - газонасыщенность пустот породы при значении пластового давления Рпл min;
Тст, Рст - соответственно температура и давление при стандартных условиях; Тст=293 К; Рст=0,1013 МПа;
Z(Pпл min) - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовом давлении Рпл min и пластовой температуре;
G(Pпл min), G(P нас) - коэффициент растворимости газа в нефти соответственно при пластовом давлении Рпл min и Рнас и пластовой температуре;
Тпл - пластовая температура,
а в фазе снижения пластового давления - предельного - минимального, величину которого устанавливают не ниже давления, при котором газонасыщенность породы становится равной критической, Рпл min ≥ Рпл кр, соответствующей началу фильтрации в породе газа, выделившегося из находящейся в пустотах породы нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае снижения газонасыщенности пустот породы ниже заданного минимального значения, перед очередным циклом закачки воды в залежь закачивают расчетный объем газа или водогазовой смеси, после чего продолжают закачку воды в циклическом режиме.