Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи с низко проницаемым коллектором. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин, определяют проницаемость пласта после спекания глин, рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением. Проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса. При этом периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины. После этого переходят к закачке рабочего агента. 1 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку окислителя, организацию внутрипластового горения, отбор нефти и закачку полимерного негорючего водорастворимого материала (Патент РФ №2429346, опубл. 20.09.2011).

Известный способ применим только на залежах с высокой проницаемостью коллектора.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума, согласно которому в пласт закачивают воздух, инициируют сухое внутрипластовое горение с последующей закачкой воздуха и воды и влажное внутрипластовое горение. В закачиваемую воду вводят реагент, при термолизе которого на фронте горения образуются нерастворимый осадок и кислород. В качестве реагента используют перманганат калия в количестве 55 -60 г/л воды или нитрат кальция в количестве 1000-1100 г/л воды. Кислород, выделяющийся при термолизе, интенсифицирует процесс горения. Выбор химреагентов зависит от температуры на фронте горения, зависящей в основном от концентрации топлива в 1 m³ породы и физико-химических свойств нефти и породы (Патент РФ №1630375, опубл. 27.03.1995 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи. Данный недостаток особенно заметен при разработке залежи с низкопроницаемым пластом, коллектор которого близок по свойствам к неколлектору.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин, определяют проницаемость пласта после спекания глин, рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением, проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоны расчетного радиуса, периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины, после чего переходят к закачке рабочего агента.

Сущность изобретения

Разработка нефтяной залежи с коллектором, проницаемость которого близка к нулю, представляет определенные трудности из-за сложности закачки в продуктивные пласты рабочего агента, которым чаще всего является вода. Даже значительное повышение давления и применение таких интенсификационных технологий, как гидроразрыв пласта, не приводит к желаемому результату. Наличие глин в коллекторе при заводнении приводит к набуханию глин, еще большему снижению проницаемости и делает разработку практически невозможной. Реальных способов разработки таких залежей практически не существует, а известные технические решения по заводнению или внутрипластовому горению не позволяют разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи с низкопроницаемым коллектором. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин. Определяют проницаемость пласта после спекания глин. Рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, а также радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки и пластового давления. Проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса. Периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины. После этого переходят к закачке рабочего агента. После температурной обработки проницаемость глин растет. При термообработке происходит обжиг глины и ее превращение в пористый камень. Периодическое охлаждение водой способствует поэтапному созданию слой за слоем спеченного камня из глины и увеличению проницаемости коллектора.

Приводим некоторые расчеты предложенного способа. Сделаем некоторые допущения. Пусть нагрев до температуры Т^* увеличивает проницаемость k в n раз, т.е. k^*=nk. Пусть в результате обработки проницаемость возросла в n раз в радиусе r^* от скважины (фиг.1). Тогда запишем, как будет меняться приемистость скважины

$$Q_I=\frac{2\pi h{k}^{*}}{\mu B}\frac{(p_C-p^{*})}{\ln \left(\raisebox{1ex}{$r^{*}$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$r_C$}\right.\right)}(1)$$

$$Q_{II}=\frac{2\pi h{k}^{*}}{\mu B}\frac{(p^{*}-p_K)}{\ln \left(\raisebox{1ex}{$r_K$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$r^{*}$}\right.\right)}(2)$$

Формула (1) выражает поток закачиваемого агента от скважины в зоне I (фиг.1), которая определяется цилиндрической областью r_C<r<r^*, где r_C - радиус скважины. Формула (2) выражает поток в зоне II (фиг.1) - цилиндрической области с r^*<r<r_K. В (1) и (2) приняты следующие обозначения: h - мощность пласта, B - объемный коэффициент закачиваемого агента, µ - его вязкость, p_C - забойное давление, p^* - давление на расстоянии r^*, r_K - расстояние, на котором давление сравнивается с пластовым, p_K - пластовое давление.

Из закона сохранения потока следует, что Q_I=Q_II, поэтому приемистость

$$Q=Q_I=Q_{II}=\frac{2\pi hk{k}^{*}}{\mu B}\left(\frac{p_C-p_K}{k^{*}\ln \left(\raisebox{1ex}{$r_K$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$r^{*}$}\right.\right)+k\ln \left(\raisebox{1ex}{$r^{*}$}\!\left/ \!\raisebox{-1ex}{$r_C$}\right.\right)}\right)$$

Зависимость потока от радиуса обработки показана на фиг.2. Здесь считалось, что r_K=25 м - расстояние, на котором давление сравнивается с пластовым, и r_C=0.2 м - радиус скважины.

Радиус обработки зависит от количества закаченного окислителя. Насколько увеличилась проницаемость, зависит от созданной температуры, соответственно, как от количества закаченного окислителя, так и от темпов нагнетания кислородосодержащей смеси.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: средняя глубина - 2631 м, пластовая температура 92°C, начальное пластовое давление 26,8 МПа, пористость 0,18%, проницаемость (по керну) 2,4 мД, средняя нефтенасыщенность 0,52, коллектор - глинистый цемент, имеет полиминеральный состав и представлен каолинитом - от 31 до 49%, гидрослюдой - от 14 до 34%, хлоритом - от 23 до 35%, смешанно-слойными образованиями - от 5 до 13%, объем цемента меняется от 8 до 19%, вязкость нефти 1,77/1,38 мПа*с, плотность нефти в пластовых условиях: 0,818 г/см³, плотность нефти в поверхностных условиях: 0,867 г/см³, средняя общая толщина продуктивного пласта 96,7 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 8,3 м, коллектор поровый, тип залежи литологический, водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт.

По результатам исследования кернов определяют глинистость пласта и температуру спекания глин. Глинистость составляет от 8 до 19%, температура спекания глины составляет 150-600°C. Определяют проницаемость пласта после спекания глин. Зависимость прироста проницаемости от температуры представлена на фиг 3.

Рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, который зависит от распространения теплового фронта, и радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением. Проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне согласно следующего режима: в течении 3-х месяцев - закачка воздуха с темпом 24000 нм³/сут, после чего в течении 2-х недель - закачка воды с темпом 100 м³/сут. Цикл повторяется минимум 4 раза.

Т.о. проводят спекание глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса, равного 26,3 м.

Этот радиус расчитывается следующим образом:

Количество суток закачки воздуха - 4*90=360. Темп закачки воздуха - 24000 нм³/сут, а в пластовых условиях 89.5 м³/сут. Объем закачанного воздуха в пластовых условиях - 360*89.5=32239 м³. Количество суток закачки воды - 4*14=56. Темп закачки воды - 100 м³/сут. Объем закачанной воды в пластовых единицах - 56*100=5600 м³. Суммарный закачанный объем - Q_сумм=37839 м³. Пористость - m=0.18. Объем породы, охваченной воздействием - V_породы=Q_сумм/m=37839/0.18=210217 м³. Призабойная зона представляет собой цилиндр, объем которого равен: м³. V_цил=π*R²*H. В данном случае Н=96.7 м. Следовательно

$$R=\sqrt{\frac{V_{породы}}{\pi \ast H}}=\sqrt{\frac{\left[{м}^3\right]}{\pi \ast \left[м\right]}}=\sqrt{\left[{м}^2\right]}=\left[м\right]=\sqrt{\frac{Q_{суммарное}/m}{\pi \ast H}}=\sqrt{\frac{210217}{\mathrm{303,7}}}=26.3м.$$

В данном случае считаем, что вся зона охваченная воздействием закачанным флюидом подвергается термообработке (в силу последовательности обработки, которая обуславливается радиальностью распространения теплового фронта). А в свою очередь зона, охваченная тепловым воздействием, является зоной с измененной проницаемостью. Также в данном случае (в прискважинной зоне) при расчете зоны, охваченной тепловым воздействием, пренебрегаем теплопроводностью, так как распространение тепла за счет переноса вещества доминирует над теплопроводностью в радиальном направлении (теплопроводность за год дает менее метра).

Таким образом, радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью равен 26.3 м.

Радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением, получим из расчета контура питания.

Следует отметить, что хотя "в любых математических моделях распространение возмущений, вызванных приложением депрессии или репрессии на пласт, дает непрерывную функцию подъема или падения давления при удалении от скважины в горизонтальной плоскости до бесконечности", отбросив "хвост" функции можно получить значение радиуса, на котором давление закачки будет близко к пластовому давлению.

Введем ряд понятий: р_к=р(r,0) - начальное условие, оно же пластовое давление. p_c=p(r_c,t) - граничное условие на скважине, оно же забойное давление, где r_c - радиус скважины, a t - время. р_р=р_с-р_к - величина репрессии, γ=1.781 - постоянная Эйлера, χ - коэффициент пьезопроводности пласта, до - пороговый градиент давления. Найдем r(t) - радиус контура питания из следующего равенства:

$$r(t)=\frac{p_p}{g_0\ln \frac{2\sqrt{\chi t}}{\gamma r_c}}$$

Таким образом, в силу того, что р_р=45 [МПа]-26.8 [МПа]=18.2 [МПа], γ=1.781, t=421 суток, r_c=0.2 м, типичное значение g₀=0.0475 [МПа/м], χ=864000 [м²/сут].

$$\begin{array}{l}r(t)=\frac{МПа}{\frac{\left[МПа\right]}{\left[м\right]}\frac{\left[м\right]}{\left[м\right]}}=\left[м\right]=\frac{18.2}{{0.0475}^{*}\ln \frac{2\sqrt{864000\ast 421}}{1.781\ast 0.2}}=\frac{18.2}{0.0475\ast \ln \frac{38144}{0.3562}}\\ =\frac{18.2}{0.0475\ast \ln 107085}=\frac{18.2}{0.0475\ast 11.581}=\frac{18.2}{0.55}=33.1\left[м\right]\end{array}$$

В результате расчетов получаем радиус, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением равным 33.1 м.

Периодически, а именно спустя три месяца закачки воздуха, прекращают его закачку и закачивают оторочку воды в объеме 1400 м³ для охлаждения и растрескивания спекшейся глины.

Переходят к закачке рабочего агента (холодная вода) через нагнетательные скважины и отбору нефти через добывающие скважины.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась с 0.151% (по прототипу) до 0.441% (по предложенному способу)

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воздуха через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют глинистость пласта и температуру спекания глин, определяют проницаемость пласта после спекания глин, рассчитывают радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью, на котором происходит выравнивание давления закачки с пластовым давлением, проводят термообработку околоскважинной зоны нагнетательной скважины закачкой воздуха с организацией сухого горения в околоскважинной зоне и проведением спекания глин до достижения термообработанной зоной расчетного радиуса, периодически прекращают закачку воздуха и закачивают оторочку воды для охлаждения и растрескивания спекшейся глины, после чего переходят к закачке рабочего агента.