Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Технический результат - интенсификация добычи нефти. По способу предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти. После этого осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину. Затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины. Далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности. Достижение этого показателя устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него. Вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи. 3 ил., 3 табл.,1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов.

Известен способ разработки нефтяных залежей, предусматривающих добычу нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины (Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с.).

Недостатком способов разработки нефтяных залежей с заводнением является низкая нефтеотдача.

Известны способы разработки нефтяных залежей с применением водогазового воздействия, которые включает добычу нефти через добывающие скважины и совместную закачку воды и газа (т.е. закачку водогазовой смеси) в нагнетательные скважины (RU 2088752, 1997, RU 2490438, 2013). Указанные способы позволяют значительно повысить нефтеотдачу пластов по сравнению с заводнением.

Недостаток этих способа заключается в том, что водогазовая смесь обладает существенными фильтрационными сопротивлениями, что приводит к очень низкой приемистости нагнетательной скважины по водогазовой смеси и невозможности закачивать требуемые объемы как воды, так и газа при их совместной закачке в пласты с проницаемостью менее 100 мД, что, в свою очередь, приводит к падению пластового давления и снижению уровней добычи нефти (Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа / Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. // Нефтяное хозяйство. - 2007. №11. - С. 28-31).

Более близким к изобретению является способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, включающий чередующуюся (попеременную) закачку оторочек воды и газа в пласт, при которой объем оторочки газа не превышает 10-12% от первоначального насыщенного нефтью объема пор, а соотношение объемов оторочек воды и газа может находиться в диапазоне от 1:1 до 3:1 (Обзор современного состояния экспериментальных исследований технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой воды и газа (Зацепин В.В., Максутов Р.А. // Нефтепромысловое дело. - 2009. №6. - С. 16-24).

При этом для чередующегося водогазового воздействия на пласт частично сохраняется недостаток использования совместной закачки воды и газа, связанный со снижением приемистости, но только по воде (на полуцикле закачки воды). После закачки оторочки газа приемистость нагнетательной скважины по воде может быть существенно снижена за счет образования в пласте остаточной газонасыщенности, которая снижает фазовые проницаемости и соответственно суммарную подвижность флюидов, насыщающих пласт. Остаточная газонасыщенность образуется в процессе пропитки смачивающей фазой (водой) области пласта, насыщенной несмачивающей фазой (газом) (Holmgren, С.R., & Morse, R.А. (1951, May 1).

Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water Flooding. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/951135-G). Это приводит к невозможности закачки в пласт необходимых для поддержания пластового давления объемов воды, как следствие, к снижению среднего пластового давления и снижению дебитов нефти добывающих скважин на цикле закачки воды, а также выделению из нефти растворенного в ней газа, повышению газового фактора добывающих скважин, повышению вязкости нефти, снижению ее объемного коэффициента, повышению поверхностного натяжения между нефтью и газом и соответствующему снижению коэффициента вытеснения и нефтеотдачи. При этом может также происходить снижение коэффициента приемистости по газу после цикла закачки воды, но, поскольку газ обладает очень высокой подвижностью, последнее, как правило, не приводит к технологическим трудностям.

Целевые объемы оторочек воды и газа в известном способе получают по результатам лабораторных исследований по вытеснению нефти водогазовым воздействием из образцов керна. При этом недостаток указанных исследований заключается в невозможности учета неоднородности пласта, поскольку позволяют определить лишь коэффициент вытеснения, не затрагивая коэффициент охвата.

Задача изобретения заключается в интенсификации добычи нефти.

Поставленная задача достигается описываемым способом водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, заключающимся в том, что предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти, после чего осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину, затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины, далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности, достижение которого устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт, после чего в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него, причем вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи.

Достигаемый технический результат заключается в предотвращении снижения приемистости нагнетательной скважины по воде после цикла закачки газа при чередующейся закачке воды и газа в нагнетательную скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале определяют целевые объемы оторочек газа и воды на каждом цикле закачки, которые способствуют достижению максимального коэффициента извлечения нефти (КИН). Целевые объемы оторочек воды и газа определяют по результатам многовариантных расчетов на трехмерной численной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) пласта или его участка, адаптированной на историю разработки (если таковая есть), учитывающей все физические процессы, происходящие при движении в пористой среде нефти, воды и газа, и содержащей все известные данные о геологии пласта и его неоднородности. На ГГДМ пласта или его участка проводят серию расчетов по закачке газа и воды в нагнетательную скважину и добыче нефти из добывающих скважин по вариантам, различающимся закачиваемыми объемами оторочек воды и газа. Далее выбирают сочетание объемов оторочек воды и газа, которое соответствует максимальному значению конечной нефтеотдачи.

Далее водогазовое воздействие осуществляют по следующей схеме.

На первом этапе осуществляют закачку газа в нагнетательную скважину. В течение первого этапа в пласт закачивают весь целевой объем оторочки газа. Учитывая высокую подвижность газа и соответственно высокую приемистость по газу, пластовое давление на этом этапе не будет снижаться, а будет поддерживаться на уровне начального значения или выше.

На втором этапе проводят остановку нагнетательной скважины (при этом добычу нефти через добывающие скважины продолжают). Остановка закачки приводит к падению давления в области пласта вокруг нагнетательной скважины и к расширению газа. Расширение газа приводит к уменьшению массы (количества вещества) газа в зоне пласта вокруг нагнетательной скважины, хотя газонасыщенность (объемная доля газа в единице порового объема) в этой области пласта может оставаться практически неизменной. Нагнетательная скважина должна бездействовать до тех пор, пока давление в прискважинной зоне пласта не снизится до значения среднего пластового давления (на момент прекращения закачки газа) в области пласта, охваченного воздействием нагнетательной скважины. Более существенное снижение давления нецелесообразно, поскольку это будет приводить к заметному падению уровней добычи нефти и разгазированию нефти в пласте. Менее существенное падение давления окажет малозаметный эффект на расширение газа в прискважинной зоне пласта, а также будет способствовать появлению затруднений при последующей закачке воды, так как при прочих равных условиях репрессия на пласт окажется ниже. Оценивать давление в пласте и отдельных его участках возможно путем расчета на трехмерной численной геолого-гидродинамической модели пласта, воспроизводя объемы отбора и закачки.

На третьем этапе осуществляют закачку с минимальной технологически возможной приемистостью первой части целевого объема оторочки воды. Закачка воды с пониженной приемистостью и соответственно небольшой репрессией на пласт практически не приводит к сжатию газа, но за счет вытеснения газа закачиваемой водой происходит существенное снижение газонасыщенности коллектора (в достаточной близости к нагнетательной скважине - до величины остаточной газонасыщенности). На этом этапе газ продолжает расширяться, как и на предыдущем этапе, поскольку закачка воды с пониженной приемистостью, как правило, будет недостаточна для полной компенсации отбора закачкой и поддержания пластового давления, и оно продолжит падать, хотя и с меньшими темпами. В результате закачки воды с минимальной приемистостью газонасыщенность в области пласта вокруг нагнетательной скважин снижается до значения остаточной газонасыщенности при минимальном пластовом давлении. Факт снижения газонасыщенности до значения остаточной газонасыщенности может быть установлен по стабилизации динамики приемистости и репрессии на пласт, по данным расчета на ГГДМ пласта или по результатам геофизических исследований в нагнетательной скважине. После этого начинается следующий, четвертый этап.

На четвертом этапе продолжают закачку воды, но уже с максимальной технологически возможной приемистостью. На этом этапе закачивают в пласт оставшуюся часть целевого объема оторочки воды. Закачку воды с максимальной технологически возможной приемистостью осуществляют при забойных давлениях нагнетательной скважины, которые существенно выше, чем при закачке воды на третьем этапе. За счет этого давление в области пласта вокруг нагнетательной скважины существенно возрастает, что приведет к объемному сжатию расположенного в этой области газа. Таким образом, если в конце третьего этапа в зоне пласта вокруг нагнетательной скважины газонасыщенность равна остаточной газонасыщенности, то на данном этапе за счет сжатия газа, газонасыщенность снижается существенно ниже остаточной газонасыщенности. Последнее приводит к увеличению водонасыщенности и фазовой проницаемости воды в области пласта вокруг нагнетательной скважины и соответственно к снижению значений фильтрационных сопротивлений для воды в этой области. За счет этого приемистость нагнетательной скважины по воде достигает существенно более высоких значений, чем в известном способе. Это позволяет восстановить и поддерживать пластовое давление на уровне начального значения (или выше) в течение четвертого этапа, на котором в пласт закачивают основной объем оторочки воды.

После окончания четвертого этапа возможно продолжать водогазовое воздействие, возвращаясь к первому этапу и продолжая его реализацию далее в описанной последовательности.

Пример

Описываемый способ водогазового воздействия (ВГВ) рассчитывают для участка реального пласта ачимовских отложений месторождения Западной Сибири, содержащего одну нагнетательную и восемь добывающих скважин (элемент обращенной девятиточечной системы разработки). Расчет осуществляют с применением трехмерного газогидродинамического моделирования с использованием программного комплекса Roxar Tempest 7.0. Расчетный элемент был "вырезан" из адаптированной на историю разработки полномасштабной численной трехмерной модели пласта.

Для сравнения рассматривают вариант реализации водогазового воздействия известным способом, а также вариант с обычным заводнением пласта.

Для всех трех рассмотренных вариантов расчеты проводят со следующими ограничениями: забойное давление добывающих скважин поддерживают на уровне 10 МПа, максимальное забойное давление нагнетательных скважин (как для закачки воды, так и газа) составляет 45 МПа. Добывающие скважины отключают при обводненности 98% или дебиту нефти менее 1 т/сут, или газонефтяному фактору более 10000 м3/сут. Горизонт прогноза - 50 лет.

Вид участка водогазового воздействия, для которого проводят расчет, показан на фиг. 1.

Геолого-физическая характеристика участка приведена в таблице 1.

Вначале определяют целевые объемы оторочек воды и газа. Для этого на ГГДМ участка пласта осуществляются расчеты вариантов ВГВ с разными целевыми объемами оторочек (см. таблицу 2). Рассматривают объемы оторочек воды и газа от 2 до 40% об. от начальных геологических запасов (НГЗ) нефти участка воздействия (в пластовых условиях). В приведенных расчетах закачку газа и воды осуществляют в нагнетательную скважину без ее остановок с максимально возможной приемистостью (исходя из ограничений, заданных в ГГДМ). Для условий рассматриваемого участка наибольший КИН достигают при объеме оторочки воды и газа 10% об. от НГЗ нефти.

В таблице 2 приведены значения КИН при различных целевых объемах оторочек воды и газа.

Далее, исходя из полученных целевых объемов оторочек воды и газа, осуществляют расчет варианта ВГВ по описываемому способу, варианта ВГВ по известному способу (в котором целевые объемы оторочек воды и газа составляют также 10% об.) и варианта с применением заводнения (как наиболее простой и часто применяемой технологии).

Значения давлений и насыщенностей флюидов в пласте или в отдельных его частях рассчитывают напрямую в ГГДМ на основе решения уравнений фильтрации флюидов и материального баланса.

Описываемый способ ВГВ осуществляют следующим образом: вначале закачивают газ в объеме 10% от запасов нефти участка или 107 тыс. м3 (в пластовых условиях). Далее нагнетательную скважину останавливают. В процессе ее бездействия давление в прискважинной зоне пласта снижается с 26,9 до 23,7 МПа (которое является средним пластовым давлением на момент окончания закачки газа для участка пласта, охватываемого закачкой в нагнетательную скважину). Затем в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды с минимальной приемистостью, которая, исходя из технологических ограничений, составляет 10 м3/сут. В результате этого газонасыщенность в прискважинной зоне пласта снижается с 0,394 до 0,142 д. ед., после чего стабилизируется. Далее начинают закачку воды с максимальной приемистостью (забойное давление нагнетательной скважины составляет 45 МПа). В процессе сжатия газа газонасыщенность в прискважинной зоне снижается до 0,078 д.ед. и в ходе закачки целевого объема оторочки воды держится на этом значении. После того как объем закачки воды достигает целевого значения 107 тыс. м3 (в пластовых условиях), вновь начинают закачку газа. Далее проведение указанных циклов повторяют.

Результаты расчетов по рассмотренным вариантам показаны в таблице 3.

Динамика приемистости нагнетательной скважины по вариантам показана на фиг. 2.

Динамика накопленной добычи нефти по вышеуказанным вариантам показана на фиг. 3.

Из данных, приведенных в таблицах и чертежах, следует, что темпы добычи нефти при ВГВ по описываемому способу существенно выше по сравнению с ВГВ по известному способу и по сравнению со способом, в котором используют заводнение, причем наибольшая интенсификация добычи нефти по сравнению с известным способом достигается в начальный период разработки. К концу десятого года расчета добыча нефти при ВГВ по описываемому способу на 25% превышает добычу нефти по известному способу, а к концу двадцатого года - на 14%. КИН при ВГВ по описываемому способу за прогнозный период на 0,033 д.ед. выше, чем по известному способу.

При ВГВ по известному способу приемистость по воде в 3 раза ниже, чем в способе, в котором используют заводнение. При ВГВ по описываемому способу на первом цикле закачки воды приемистость сопоставима со способом, в котором используют заводнение, и в 3 раза выше, чем в известном способе. В процессе разработки разница в приемистости между ВГВ по известному способу и ВГВ по описываемому способу снижается, поскольку общая газонасыщенность пласта растет, соответственно остаточная газонасыщенность образуется практически во всем поровом объеме участка пласта, охваченного закачкой газа.

Таким образом, описываемый способ позволяет значительно предотвратить снижение приемистости по воде после закачки газа и обеспечить существенно более высокую годовую и накопленную добычу нефти по сравнению с ВГВ по известному способу и со способом, в котором используют заводнение.

Таким образом, описываемый способ водогазового воздействия обеспечивает существенно большую приемистость по воде после закачки оторочки газа, что позволяет разрабатывать нефтяной пласт при больших уровнях добычи нефти на цикле закачки воды. Кроме того, реализация указанного способа приводит к сокращению срока разработки, позволяет реализовывать водогазовое воздействие при системах разработки с большим количеством добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, достигать более высокой нефтеотдачи пласта в сравнении с известным способом за счет определения оптимальных целевых объемов оторочек воды и газа, а также по причине того, что среднее пластовое давление на полуцикле закачки воды оказывается более высоким, чем в известном способе, что улучшает смешиваемость нефти и закачиваемого газа.

Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти, после чего осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину, затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины, далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности, достижение которого устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт, после чего в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него, причем вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Способ может быть использован на предприятиях газодобывающей, газоперерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер. Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений осуществляется на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками. Первое месторождение является истощаемым, а второе – высокопродуктивным. Месторождения различаются содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе. Способ осуществляется закачкой в пласты газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечения газожидкостной смеси. При этом диоксид углерода для закачки в пласты первого месторождения на начальной стадии работы вырабатывают из добываемого углеводородного газа второго, имеющего большее количество диоксида углерода. Соотношение примесей сероводорода и диоксида углерода в извлекаемом углеводородном газе для первого и второго месторождений (2-4):1 и 1:1 соответственно. На начальном этапе очистка газа из первого месторождения осуществляется в одну ступень с глубоким удалением одновременно сероводорода и диоксида углерода. По мере приближения соотношения примесей к 1:1 переходят на две ступени очистки – селективную и глубокую. Очистку добываемого газа второго месторождения постоянно осуществляют в две ступени. Извлеченный диоксид углерода направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа для последующего транспорта в жидком виде до первого месторождения. Закачку осуществляют в нагнетательные скважины, размещенные на участках добычи углеводородов. Извлеченный из продуктивных скважин газ, конденсат, в том числе ретроградный, и высокомолекулярные соединения разделяют на газовую и жидкую фазы. Газовую фазу транспортируют на газоперерабатывающие предприятия, а жидкие на нефтеперерабатывающие предприятия единого кластера. Технический результатом данного изобретения является повышение эффективности извлечения углеводородов истощенных залежей за счет формирования связей между промысловым и перерабатывающими элементами кластера с обеспечением его функционирования в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и продуктивности месторождений. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки. По способу осуществляют цементирование обсадной колонны в стволе скважины. Обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды. Устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло. Осуществляют открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой. Устанавливают пробку на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины. Без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаляют часть пробки, чем обеспечивают увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют обработку для интенсификации притока в окружающей скважину среде. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх