Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения, подавления вязкостной неустойчивости и подавления гравитационной сегрегации нефти и воды. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, последовательную закачку оторочки двуокиси углерода и воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. Пласт условно разбивают на верхнюю и нижнюю части. Закачку оторочки двуокиси углерода с последующей закачкой рабочего агента-воды проводят избирательно с разной концентрацией двуокиси углерода и разными величинами динамических вязкостей нефти для верхней и нижней частей пласта. Динамическую вязкость нефти в верхней части пласта устанавливают меньшей, чем в нижней, за счет больших объемов закачки в нее двуокиси углерода. Величину давления при закачке устанавливают большей для верхней части, чем для нижней, кратно проявлению в этих частях гравитационных сил из аналитического выражения. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий ее разбуривание добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважтны /1/.

Недостатком способа является его низкая эффективность при реализации на залежах, на которых велика интенсивность проявления гравитационой сегрегации нефти и воды, поскольку в процессе заводнения более тяжелая вода опускается в приподошвенную часть залежи, а в прикровельной - формируется остаточный целик нефти, который в дальнейшем практически не вырабатывается.

Известен также способ разработки нефтяной залежи, в котором с целью предотвращения образования остаточных целиков нефти в прикровельной части реализуют закачку в нее газа. Закачиваемый газ оттесняет нефть из прикровельной части вниз в зону активного движения подошвенной воды, чем обеспечивается повышение коэффициента охвата /2/.

Недостатком известного способа являются возможные прорывы закачиваемого газа к интервалам вскрытия добывающей скважины и его расход без совершения полезной работы. Кроме того, велики объемы закачки газа, поскольку потенциальные остаточные запасы в виде прикровельного целика могут достигать промышленных запасов, сосредоточенных в верхней половине пласта, что в свою очередь приводит к значительным расходам на компримирование газа и сооружение компрессорных установок.

В предлагаемом же способе в пласт закачивается лишь оторочка двуокиси углерода, что позволяет существенно снизить энергозатраты на реализацию способа, а сама закачка реализуется при давлениях, обеспечивающих растворение газа в нефти, что исключает его прорывы к интервалам вскрытия добывающих скважин. Кроме того, в предлагаемом способе реализуется совершенно иной горизонтальный, в отличие от аналога, принцип вытеснения нефти, который обеспечивает повышение нефтеотдачи одновременно за счет повышения коэффициента вытеснения нефти, подавления вязкостной неустойчивости и гравитационной сегрегации нефти и воды.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий ее разбуривание нагнетательными и добывающими скважинами, закачку в пласт оторочки двуокиси углерода и последующую закачку рабочего агента-воды через нагнетательные и отбор нефти - через добывающие скважины, в котором обеспечивается повышение коэффициента извлечения нефти за счет увеличения коэффициента вытеснения /3/.

Недостатком способа является его низкая эффективность и невысокая нефтеотдача в условиях интенсивного проявления сил гравитационного расслоения нефти и воды из-за невысокого коэффициента охвата. Кроме того, для известного способа характерны значительные потери нефти из-за вязкостной неустойчивости контакта «нефть-вода».

Целью изобретения является повышение коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения, подавления вязкостной неустойчивости и подавления гравитационной сегрегации нефти и воды.

Поставленная цель достигается тем, что пласт условно разбивают на верхнюю и нижнюю части, а закачку оторочки двуокиси углерода с последующей закачкой рабочего агента-воды проводят избирательно с разной концентрацией двуокиси углерода и соответственно с разными величинами динамических вязкостей нефти для верхней и нижней частей пласта, при этом динамическую вязкость нефти в верхней части пласта устанавливают меньшей, чем в нижней, за счет больших объемов закачки в нее двуокиси углерода, а величину давления при закачке устанавливают большими для верхней половины, чем для нижней, кратно проявлению в этих частях гравитационных сил из выражения:

(р_в-р_пл):(р_н-р_пл)=µ_н:µ_в=(h_н+h_в)(γ_вн-γ_неф):h_в(γ_вв-γ_неф),

где р_в и р_н - давления закачки в нефть двуокиси углерода в верхней и нижней частях пластах соответственно; р_пл - пластовое давление; µ_н и µ_в - соответственно вязкости рабочих агентов (воды), закачиваемых в нижнюю и верхнюю части пласта; h_в и h_н - толщины верхней и нижней частей соответственно; γ_вн и γ_вв - соответственно удельные веса рабочих агентов, закачиваемых в нижнюю и верхнюю части пласта; γ_неф - удельный вес нефти.

Существо заявляемого технического решения состоит в следующем.

В условиях интенсивного проявления гравитационного расслоения нефти и воды, скорость перемещения контакта «нефть-вода» в прикровельной части пласта существенно ниже, чем в приподошвенной. В результате к моменту достижения языком воды в приподошвенной части интервала отбора добывающей скважины и обводнения последнего в прикровельной части залежи остается целик неизвлеченной нефти, выработка которого в дальнейшем практически не происходит. Такая динамика характерна для способа разработки по прототипу. В заявляемом способе в верхнюю и нижнюю части пласта закачивают двуокись углерода, что обеспечивает снижение вязкости нефти и подавление вязкостной неустойчивости контакта «нефть-вода». Больший объем, закачиваемой в верхнюю часть пласта, оторочки двуокиси углерода обеспечит дополнительно также и подавление неравномерности вытеснения нефти по вертикали, связанное с гравитационным расслоением нефти и воды.

На фиг.1 показан способ реализации прототипа, на фиг.2 - предлагаемый способ.

На фиг 1. и фиг.2 приведены следующие обзначения:

1 и 2 - нагнетательная и добывающая скважины; 3 и 4 - верхний и нижний интервалы вскрытия; 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11 - положения контакта «нефть-вода» на различные моменты времени в порядке увеличения.

По предлагаемому способу залежь разбуривают нагнетательными 1 и добывающими 2 скважинами. Сам пласт условно разбивают на верхнюю 3 и нижнюю 4 части. Через нагнетательные скважины в верхнюю часть 3 пласта в нефть закачивают закачивают двуокись углерода, что обеспечивает подавление в ней вязкостной неустойчивости. В нижнюю часть 4 пласта в нефть также закачивают двуокись углерода, что также обеспечивает подавление вязкостной неустойчивости, однако в отличие от прототипа объемы закачки устанавливают большими в верхней части пласта, чем в нижней, кратно проявлению в них гравитационных сил. Подсчет величин вязкости нефти в верхней и нижней частях пласта, которые могут обеспечить повышение коэффициента охвата за счет подавления вязкостной неустойчивости и неравномерности вытеснения нефти из-за гравитационного расслоения нефти и воды, проводят из приведенного выше выражения. Указанное выражение может быть обосновано следующим образом /4/.

Для профилактики опережающего движения более тяжелой воды по подошве пласта и возможного остаточного целикообразования в его прикровельной части, необходимо искусственным путем изменить (уменьшить) динамическую вязкость нефти в этой части или увеличить ее в приподошвенной. В описанном техническом решении предлагается первый из двух возможных вариантов. В соответствии с ним в прикровельную часть предлагается закачивать большие объемы CO₂. Кратно этим объемам в соответствии с линейным законом уменьшается также и вязкость /4/. Незначительное отклонение этой зависимости от линейной в сторону экспоненты (см. рис 7.5 из источника /4/) может только усилить достигаемый положительный эффект. Объем растворенного газа в зависимости от давления в соответствии с законом Генри также увеличивается линейно (см. рис.7.4 из источника /4/).

С учетом изложенного выражение для соотношения давлений закачки и динамических вязкостей в зависимости от интенсивности проявления гравитационных сил имеет вид, представленный выше.

Указанное условие обеспечивает выравнивание профиля дренирования подавлением интенсивности проявления гравитационных сил. Одновременно снижение вязкости нефти в целом по всему фронту вытеснения по вертикали обеспечивает исключение остаточного целикообразования из-за вязкостной неустойчивости контакта «нефть-вода».

Источники информации

1. Умариев Т.М. Исследование динамики образования прикровельного остаточного слоя нефти, ЭИ, сер. «Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи». М., ВНИИОЭНГ, 1991 г, Вып.1.

2. Мартос В.Н., Умариев Т.М. Исследование динамики выработки прикровельного остаточного слоя нефти методом закачки газа.

3. Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра. 1991 г., стр 52.

4. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 2005 г., стр.146-150.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, последовательную закачку в пласт оторочки двуокиси углерода и воды через нагнетательные скважины и нефти отбор через добывающие, отличающийся тем, что, с целью повышения коэффициента извлечения нефти за счет одновременного повышения коэффициента вытеснения, подавления вязкостной неустойчивости и подавления гравитационной сегрегации нефти и воды, пласт условно разбивают на верхнюю и нижнюю части, а закачку оторочки двуокиси углерода с последующей закачкой рабочего агента - воды производят избирательно с разной концентрацией двуокиси углерода и соответственно с разными величинами динамических вязкостей нефти для верхней и нижней частей пласта, при этом динамическую вязкость нефти в верхней части пласта устанавливают меньшей, чем в нижней за счет больших объемов закачки в нее двуокиси углерода, а величину давления при закачке устанавливают большей для верхней половины, чем для нижней, кратно проявлению в этих частях гравитационных сил из выражения:
(р_в-р_пл):(р_н-р_пл)=µ_н:µ_в=(h_н+h_в)(γ_вн-γ_неф):h_в(γ_вв-γ_неф),
где р_в и р_н - давления закачки в нефть двуокиси углерода в верхней и нижней частях пласта соответственно;
р_пл - пластовое давление;
µ_н и µ_в - соответственно вязкости рабочих агентов - воды, закачиваемых в нижнюю и верхнюю части пласта;
h_в и h_н - толщины верхней и нижней частей соответственно;
γ_вн и γ_вв - соответственно удельные веса рабочих агентов, закачиваемых в нижнюю и верхнюю части пласта;
γ_неф - удельный вес нефти.