Способ разработки водонефтяных зон нефтяных и нефтегазовых залежей

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности-сти и предназначено для разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Цель - увеличение нефтеотдачи и темпа отбора при соотношении проницаемостей водо- и нефтенасыщенных зон залежи не менее двух при наличии остаточной нефтенасыщенности в водонасыщенной зоне, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтяной зоне после вытеснения нефти водой. Для этого в добывающих и нагнетательных скважинах вскрывают перфорацией всю нефтенасыщенную часть пласта. Водонасыщенную часть пласта вскрывают перфорацией на величину, обеспечивающую перемещение нефти из нефтенасыщенной зоны в водонасыщенную до глубины с остаточной нефтенасыщенностью. Последняя соответствует остаточной нефтенасыщенности в нефтенасыщенной зоне после вытеснения нефти водой. Объемы газа и воды в водогазовой смеси в пластовых условиях соответственно равны 10 - 50 и 50 - 90%. Данный способ применим на объектах с монолитным строением пластов с ухудшенной проницаемостью в прикровельной части. 3 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке водонефтяных зон естественных и (или) создавшихся при заводнении в процессе разработки нефтяных и нефтегазовых залежей в монолитном пласте с ухудшенной проницаемостью в верхней части. Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи и темпа отбора нефти при соотношении проницаемостей водо- и нефтенасыщенных зон залежи не менее двух, при наличии остаточной нефтенасыщенности в водонасыщенной зоне, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтяной зоне после вытеснения нефти водой. На фиг. 1 показана зависимость нефтеотдачи от времени по трем вариантам: а, б, в; на фиг. 2 схема элемента для моделирования процесса закачки водогазовой смеси (ВГС); на фиг. 3 зависимость нефтеотдачи и обводненности продукции добывающей скважины от времени по двум вариантам: а, б. Выработка запасов нефти из водонефтяных зон монолитных пластов, характеризующихся ухудшенной проницаемостью в прикровельной части, осложняется тем, что закачиваемая в ВНЗ залежи вода в силу проявления гравитационных сил обтекает локализованные в прикровельной части запасы нефти, не обеспечивая при этом активного воздействия. Поэтому коэффициент нефтеизвлечения при разработке водонефтяных зон монолитных пластов существенно ниже, чем при разработке нефтяных зон залежей. Предлагаемый способ разработки водонефтяных зон нефтяных и нефтегазовых залежей заключается в том, что в качестве рабочего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины, применяют водогазовую смесь. Закачку производят в режиме, обеспечивающем гравитационное разделение в пласте водогазовой смеси на воду и газ. Исследования показывают, что эффективность применения способа зависит от геолого-физических характеристик объектов и технологических параметров процесса. Так, благоприятными являются объекты с большой разницей проницаемости в водо- и нефтенасыщенных зонах пласта. Процесс интенсифицируется при перфорации в добывающих скважинах полностью нефтенасыщенной толщины h_н и дополнительного интервала под ВНК ( Δh_{в пер}), величина которого зависит от геологофизических характеристик пласта, технологического режима работы скважин и от изменяющейся по толщине пласта величины остаточной нефтенасыщенности в водонасыщенной части и может составлять до 30% от h_н. В нагнетательных скважинах перфорацию производят на всю толщину продуктивного пласта в случае, если нефтенасыщенная толщина составляет 50% и больше от общей эффективной толщины пласта. В противном случае величина перфорации будет также зависеть от перечисленных факторов. При таком наборе технических операций в пласте протекает своеобразный процесс вытеснения нефти, заключающийся в том, что в результате гравитационного разделения закачиваемой в залежь водогазовой смеси на газ и воду сегрегированный в прикровельной плохопроницаемой части пласта газ оттесняет определенный объем нефти вниз в водонасыщенную более проницаемую часть пласта, откуда нефть более эффективно вытесняется водой к забоям добывающих скважин. Причем объем нефти, перетекающий вниз, будет зависеть в основном от двух факторов: от объема сегрегированного газа, т.е. от соотношения долей воды и газа в закачиваемой водогазовой смеси и от разницы скоростей фильтрации по низко- и высокопроницаемой частям пласта, что обеспечивается за счет дополнительного интервала перфорации под ВНК в добывающих скважинах. Проведенными исследованиями выявлены оптимальные соотношения воды и газа в водогазовой смеси: от 50% газа и 50% воды и до 10% газа и 90% воды (в пластовых условиях). Глубина проникновения нефти в область более эффективного вытеснения регулируется перечисленными параметрами. Однако глубина перемещения нефти в водонасыщенную зону не должна выходить за пределы области распространения остаточной нефтенасыщенности под ВНК, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтяной зоне после вытеснения нефти водой. В противном случае будет происходить размазывание нефти в породе до остаточной нефтенасыщенности, сопровождающееся необратимыми потерями запасов. Учитывая конкретные геолого-физические условия залегания нефти в залежах, форсирования залежи и изменение по глубине величины остаточной нефтенасыщенности в водонасыщенной части пласта, можно рекомендовать величины интервалов перфорации в добывающих и нагнетательных скважинах, соотношение воды и газа в водогазовой смеси, например, с помощью проведения предварительного математического моделирования процесса. Данный способ применим на объектах с монолитным строением пластов с ухудшенной проницаемостью в прикровельной части. При исследовании процесса при различных параметрах пласта численным моделированием было установлено, что данная технология может эффективно реализоваться на объектах с различием проницаемости в водо- и нефтеносной части пласта более чем в 2 раза (K_B К_н ≥2). При меньшем различии в проницаемостях эффекта от применения метода не наблюдалось. Оптимальные геолого-технологические условия применения способа следующие Оптимальные геологические Соотношение проницаемости условия применимости метода в водо- и нефтенасыщенных зонах пласта ≥ 2 Оптимальные технологические характеристики применимости метода: интервалы перфорации в добывающих скважинах h_н полностью h_в ≅30% от h_н
интервалы перфорации
в нагнетательных скважинах
h_н полностью
h_в полностью (в случае
h_н ≥ 0,5 (h_н + h_в)
соотношение объемов воды
и газа в водогазовой смеси 50% воды и газа
90% воды и 10% газа
В табл. 1 приведены результаты расчетов вариантов разработки с применением водогазового воздействия и при закачке воды без газа: вариант а разработка ВНЗ путем
закачки воды; вариант 6 разработка ВНЗ путем
закачки воды и газа, при
перфорации в добывающей
скважине только
нефтенасыщенной толщины; вариант в разработка ВНЗ путем
закачки воды и газа при
перфорации в добывающей
скважине нефтенасыщенной
толщины и частично
интервала под ВНК. В табл. 2 даны исходные расчетные параметры модели ВНЗ. Реализация данного способа при соблюдении приведенных условий обеспечивает за 40-летний период почти вдвое более высокую нефтеотдачу (26,1 против 13,6% при обычном заводнении). На фиг. 1 дана зависимость нефтеотдачи во времени при закачке воды и водогазовой смеси при других геологической и технологической характеристиках пласта и процесса. Расчеты проведены для объекта с меньшей разницей в проницаемостях водо- и нефтяной частей пласта К_В Кн 2 и при меньшей концентрации газа в рабочем агенте. Остальные расчетные характеристики такие же, как в отмеченных выше вариантах а-в. Из графика видно, что на 40-й год разработки варианты с закачкой ВГС по величине текущей нефтеотдачи уступают варианту с традиционной закачкой воды. Это обусловлено тем, что добыча нефти при реализации вариантов I и II с закачкой ВГС происходит при значительном повышении газовых факторов, вследствие чего добывающие скважины отключаются из-за загазовывания. Динамика нефтеотдачи в начальный период разработки иная, чем в период 20-40 лет. В начальной стадии разработка с закачкой ВГС при концентрации газа 25% характеризуется большей интенсивностью, чем с воздействием путем закачки воды. Отмеченные положения приведены в табл. 3. Для исследования вопроса о численном соотношении между величиной дополнительной перфорации под ВНК в добывающей скважине и глубиной перемещения объемов нефти в водонасыщенную зону при различном распределении остаточной нефтенасыщенности под ВНК было проведено численное моделирование процесса при различных геолого-физических условиях. Исследования показали, что при величине интервала перфорации под ВНК более 30% от нефтенасыщенной толщины процесс вытеснения нефти при закачке ВГС оказывается мало эффективным из-за большого количества попутной добываемой воды и частичного размазывания нефти в зоне под ВНК до остаточного значения. Для пояснения механизма этого процесса приводили результаты расчетов для характерного случая распределения остаточной нефтенасыщенности под ВНК. В табл. 4 приведены параметры, введенные дополнительно по сравнению с расчетной моделью, параметры которой даны в табл. 1. Закачиваемая водогазовая смесь состоит из 86% воды и 14% газа. На фиг. 3 представлена зависимость нефтеотдачи и обводненность продукции двух процессов: с закачкой ВГС (а) и с закачкой воды (б). Из графиков видно, что процесс с закачкой ВГС имеет преимущество перед процессом вытеснения с закачкой воды. Тем не менее, при перфорации в добывающей скважине дополнительного интервала под ВНК в размере 65% от нефтенасыщенной толщины глубина перемещения нефти (фиг. 2) в водонасыщенную зону превышает область распространения остаточной нефтенасыщенности, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтяной части пласта при вытеснении нефти водой. При этом происходит "размазывание" нефти за счет донасыщения коллекторов до остаточного нефтенасыщения. Потери ее составили 13,3% от балансовых запасов расчетного элемента. При несомненном преимуществе процесса с закачкой ВГС эффективность его ниже, чем процесса при соблюдении оптимальных параметров. Это наглядно видно из данных табл. 3. П р и м е р. На базе двумерной трехфазной профильной математической модели фильтрации проведены численные эксперименты на ЭВМ БЭСМ-6, программа "SUTRAY". Расчеты проведены для горизонтального, подстилаемого водой пласта, характеризующегося более низкой проницаемостью в прикровельной части при закачке воды и при закачке воды и газа. В качестве газа взят попутно добываемый с нефтью газ. Производится бурение нагнетательной и добывающей скважин и обработка полученных геолого-физических свойств пласта и флюидов. Проводится математическое моделирование процесса заводнения расчетного элемента ВНЗ. Определяются оптимальные рабочая депрессия (4 МПа), дополнительный интервал вскрытия водонасыщенной части пласта (2 м), водогазовое соотношение 1:1. В добывающей скважине производится перфорация по всей нефтенасыщенной толщине пласта и дополнительно 2 м под ВНК, в нагнетательной скважине перфорируется вся мощность. Производится закачка рабочего агента. Таким образом, данный способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет лучшей разработки водонефтяных зон.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ, включающий вскрытие перфорацией нефте- и водонасыщенных толщин в добывающих и нагнетательных скважинах, закачку водогазовой смеси в пласт через нагнетательные скважины в режиме, обеспечивающем гравитационное разделение фаз, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи и темпа отбора нефти при соотношении проницаемостей водо- и нефтенасыщенных зон залежи не менее двух, при наличии остаточной нефтенасыщенности в водонасыщенной зоне, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтяной зоне после вытеснения нефти водой, в добывающих и нагнетательных скважинах вскрывают перфорацией всю нефтенасыщенную часть пласта, а водонасыщенную часть вскрывают перфорацией на величину, обеспечивающую перемещение нефти из нефтенасыщенной зоны в водонасыщенную до глубины с остаточной нефтенасыщенностью, соответствующей остаточной нефтенасыщенности в нефтенасыщенной зоне после вытеснения нефти водой, причем объемы газа и воды в водогазовой смеси в пластовых условиях соответственно равны 10-50 и 50-90%.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 15.12.2002

Извещение опубликовано: 10.07.2008        БИ: 19/2008

---