Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов, через нагнетательные скважины. При этом регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти. В зонах с вертикальной трещиноватостью газонасыщенность регулируют одновременно с увеличением давления смеси выше давления раскрытия вертикальных трещин пласта. Согласно изобретению в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне. При этом регулируют объемную газонасыщенность смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине по расчетным формулам. 3 з.п. ф-лы, 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.

Известен способ разработки месторождений углеводородов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и добычу углеводородов из добывающих скважин, который заключается в том, что для стабилизации водогазовой смеси в воду добавляют химреагенты или их композиции [1. Патент РФ №2244811, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.01.2005 (аналог)].

Известный способ добычи нефти малоэффективен из-за неопределенности в количественной оценке влияния химреагентов или их композиций на стабильность смеси.

Известен также способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, который заключается в поддержании газонасыщенности смеси на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти [2. Патент РФ №2088752, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.1997 (аналог)].

Известный способ добычи нефти также малоэффективен, поскольку зависимость вязкости от газонасыщенности не определена и рассуждения авторов носят интуитивный, предположительный характер.

Известен также способ разработки нефтяной залежи содержащими зоны с вертикальной трещиноватостью пласта, который включает закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве водогазовой смеси нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта, и 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 [3. Патент РФ №2326235, кл. Е21В 43/20, опубл. 16.06.2008 (аналог)].

Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных пластах и из-за невозможности достоверной оценки величины газонасыщенности по уровню соотношения объемов мелких и крупных пор.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, при этом перед закачкой углеводородный газ диспергируют в воде до размеров пузырьков газа меньше размера пор среды и, регулируя газонасыщенность, стабилизируют водогазовую смесь [4. Заявка на изобретение РФ №2000128680, кл. Е21В, 43/16, опубл. 10.10.2002 (прототип)].

Известный способ также недостаточно эффективен из-за неопределенности взаимосвязи газонасыщенности и стабильности смеси.

В изобретении решается задача повышения эффективности водогазового воздействия на месторождениях с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.

Задача решается тем, что в известном способе разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия, который заключается в добыче нефти через добывающие скважины с одновременной закачкой мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, степень диспергированности газа соответствует размерам газовых пузырьков, меньших размера поровых каналов. При этом путем изменения газонасыщенности или добавлением в воду химреагентов или их композиций вязкость смеси увеличивают до уровня, обеспечивающего ее стабильность и равенство с вязкостью нефти. В зонах с вертикальной трещиноватостью пласта закачку осуществляют при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта. Согласно изобретению в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин, а после заводнения пласта выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне. При этом объемная газонасыщенность водогазовой смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине регулируются в соответствии со следующими научно обоснованными расчетными зависимостями [5. Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков и Э.М. Симкин. «Относительно механизма доизвлечения остаточной нефти при водогазовом воздействии на обводненные пласты». Доклады III Междунар. науч. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» т.1 Изд. ОАО "Всерос.нефтегаз. научно-исслед. ин-т", Москва, 2011. стр.163-172]:

- объемная газонасыщенность водогазовой смеси

,

где φ - объемная газонасыщенность;

µ_н - динамическая вязкость нефти, сП;

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП;

- степень диспергирования газа

,

где а_0г - начальный радиус пузырька, м;

k_в - водопроницаемость, м².

В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание смеси, увеличивая ее газонасыщенность в соответствии с формулой

,

где φ_трещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.

µ_трещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

Локальное нагнетание смеси в эти зоны прекращают после изоляции

трещин.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия, которая заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов, через нагнетательные скважины.

2. Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.

3. Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.

4. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.

5. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.

6. Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине в зависимости от соотношения вязкостей нефти и воды по формуле

,

где φ - объемная газонасыщенность;

µ_н - динамическая вязкость нефти, сП;

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

7. Регулируют степень диспергирования газа в нагнетательной скважине в зависимости от водопроницаемости пласта по формуле

,

где а_0г - начальный радиус пузырька, м;

k_в - водопроницаемость, м².

8. Осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя газонасыщенность смеси в соответствии с формулой

,

где φ_трещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

µ_трещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;

Признаки 1-3 являются общими с прототипом и аналогами существенными признаками, а признаки 4-8 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В известных технических решениях технология разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия в обводненных и неоднородных по проницаемости коллекторах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, недостаточно эффективна.

Поэтому в предложенном техническом решении задача решается следующей совокупностью операций.

Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает одну нагнетательную и не менее одной добывающей скважин. Затем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с нагнетанием в пласт через нагнетательные скважины мелкодиспергированной водогазовой смеси.

Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.

Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.

В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.

В процессе закачки водогазовой смеси в пласт зоны с остаточной нефтенасыщенностью будут поглощать природный газ, что приведет к падению газовых факторов в этих зонах. Однако затем по мере выработки нефтенасыщенных зон газовые факторы будут восстанавливаться до прежних уровней. В связи с этим:

- выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне;

- регулируют газонасыщенность и степень диспергирования газа в нагнетательных скважинах в соответствии со следующими научно обоснованными зависимостями:

- объемная газонасыщенность водогазовой смеси

,

где φ - объемная газонасыщенность;

µ_н - динамическая вязкость нефти, сП;

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП;

- степень диспергирования газа в нагнетательной скважине

,

где а_0г - начальный радиус пузырька, м;

k_в - водопроницаемость, м²;

- осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой

,

где φ_трещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.

µ_трещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП,

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

Пример конкретного выполнения.

Необходимо осуществить водогазовое воздействие на участок карбонатный пласт с матричной водопроницаемостью 50 мкм² и вязкостью нефти в пластовых условиях µ_н=1,5 сП. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважиной. В пределах элемента расположена вертикальная трещина. Для ее изоляции необходима высоковязкая жидкость с вязкостью µ_трещ=250 сП.

С этой целью разбуривают участок одним элементом, состоящим из одной нагнетательной и одной добывающей скважины. В нагнетательную скважину закачивают мелкодиспергированную смесь газа в воде. Вязкость воды µ₀=1,0 сП. Темп нагнетания воды q_в=200 м³/сут.

В процессе нагнетания смеси регулируют ее газонасыщенность и добавляют в воду водные растворы полимеров, такие как, например, полисахариды, которые увеличивают вязкость воды, обеспечивают стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти. Регулируют газонасыщенность в зоне с вертикальной трещиной и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление ее раскрытия. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.

Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине по формуле

,

где φ - объемная газонасыщенность;

µ_н - динамическая вязкость нефти, сП;

µ₀ - динамическая вязкость смеси воды с загустителем, сП.

Исходя из этой газонасыщенности темп нагнетания природного газа будет равен

q_г=0,2*200=40 м³/сут.

И соответственно, темп закачки водогазовой смеси в пласт составит

q_см=q_г+q_в=40+200=240 м³/сут.

Степень диспергирования газа в нагнетательной скважине зависит от водопроницаемости пласта и регулируется в соответствии с формулой

,

где α_0г - начальный радиус пузырька, м;

k_в - водопроницаемость, м².

После прохождения фронта нагнетания выявляются зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов и вертикальной трещиноватостью и осуществляется локальное нагнетание водогазовой смеси в указанные зоны.

В зоне с вертикальной трещиной осуществляют локальное нагнетание смеси вплоть до полной изоляции трещины, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой

,

где φ_трещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;

µ_трещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;

µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

После восстановления газовых факторов на прежнем уровне и изоляции трещины локальное нагнетание смеси в эту зону прекращается.

1. Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия, который заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов через нагнетательные скважины, причем регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти, а в зонах с вертикальной трещиноватостью газонасыщенность регулируют одновременно с увеличением давления смеси, выше давления раскрытия вертикальных трещин пласта, отличающийся тем, что в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин, а в процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне, при этом регулируют объемную газонасыщенность смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине по расчетным формулам.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине регулируют в зависимости от соотношения вязкостей нефти воды по формуле:

где φ - объемная газонасыщенность;
µ_н - динамическая вязкость нефти, сП;
µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень диспергирования газа в нагнетательной скважине регулируют в зависимости от водопроницаемости пласта по формуле:

где а_0г - начальный радиус пузырька, м;
k_в - водопроницаемость, м².

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя газонасыщенность смеси в соответствии с формулой:

где φ_трещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;
µ_трещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
µ₀ - динамическая вязкость воды, сП.