Способ разработки нефтегазовых залежей

 

Использование: в области добычи нефти из нефтегазовых залежей с поддержанием пластового давления. Обеспечивает равномерную и более полную выработку нефтяных оторочек нефтегазовых залежей. Поддержание пластового давления осуществляют заводнением газонасыщенной зоны и закачкой газа в водонасыщенную зону. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтегазовых месторождений с поддержанием пластового давления.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ разработки нефтегазовой залежи, включающий размещение добывающих скважин в нефтенасыщенной зоне, а нагнетательных - в газонасыщенной. Поддержание пластового давления ведут путем нагнетания воды в газонасыщенную зону продуктивного пласта [2].

При невысоких темпах отбора нефти и нагнетания воды последняя под действием гравитационных сил фильтруется в водонасыщенную зону пласта. При более высоких темпах закачки вода прорывается в водонасыщенную зону пласта уже в зоне нагнетательной скважины. Как и в случае нагнетания воды под водонефтяной контакт (ВНК) происходит обводнение продукции за счет образования водяных конусов и за счет общего поднятия ВНК и газонефтяного контакта (ГНК), приводящего к защемлению нефти в нефте- и газонасыщенной зонах.

Технической задачей, стоящей перед изобретением, является создание способа разработки нефтегазовых залежей преимущественно с тонкими нефтяными оторочками, обеспечивающего равномерную и более полную выработку нефтенасыщенной зоны и повышение коэффициента нефтеподачи.

Для решения этой задачи при разработке нефтегазовых залежей с нефтяными оторочками, включающей отбор нефти из нефтенасыщенной зоны, поддержание пластового давления осуществляют путем заводнения газонасыщенной зоны и закачкой газа в водонасыщенную зону.

Обратная закачка газа и воды (газ в водонасыщенную, а воды в газонасыщенную зоны) может осуществляться одновременно или с некоторой задержкой закачки газа (обратная последовательная закачка воды и газа).

Проведены стендовое и математическое моделирование вариантов разработки нефтегазовых залежей с различными вариантами закачки вытесняющих агентов.

Результаты математического моделирования представлены в таблице.

На чертеже приведена схема реабилитации способа.

Нефтенасыщенную зону 1 нефтегазовой залежи разбуривают добывающими скважинами 2 согласно утвержденной схеме разработки. Газонасыщенную зону 3 разбуривают нагнетательными скважинами 4, а водонасыщенную - нагнетательными скважинами 5.

В газонасыщенную зону 3 через нагнетательные скважины 4 закачивают воду, а в водонасыщенную зону 6 через нагнетательные скважины 5 закачивают газ.

Отбор нефти ведут через добывающие скважины 2.

В качестве примера расчета процесса разработки элемента залежи рассмотрен вариант с расстоянием между скважинами 500 м, общей толщиной пласта 135 м и толщинами водонасыщенной и газонасыщенной зон и нефтяной оторочки соответственно 50, 70 и 15 м. Коэффициенты проницаемости в горизонтальном направлении приняты равными 0,4 мкм², пористости 28%. Соотношение проницаемости по горизонтали и вертикали изменялись по вариантам от 1 до 100.

Учитывалось изменение относительной проницаемости воды и нефти, газа и нефти в зависимости от изменения водо- и газонасыщенности зон пласта.

Зависимости капиллярного давления на границе раздела фаз задавались в виде линейных функций насыщенности. Вязкости воды, нефти газа при начальных пластовых условиях равны соответственно 1,0, 1,2 и 0,02 мПа·с. Плотности воды, нефти и газа при тех же условиях равны соответственно 1000, 790 и 250 кг/м³.

В связи с большим числом факторов, влияющих на показания разработки нефтегазовых залежей, в расчетах рассматривались варианты с одинаковыми суммарными дебитами эксплуатационной скважины по нефти, газу и воде, равными 510 м³/сут.

Расчеты заканчивались при достижении одного из следующих ограничений: срок разработки 30 лет; обводненность продукции 99%.

Результаты математического моделирования представлены в таблице.

Расчеты показывают, что в случае изотопного пласта наименьшими коэффициентами нефтеотдачи характеризуются варианты в режиме истощения залежи до момента понижения забойного давления до величины 0,5 от начального пластового, которое принималось в качестве предельного, с точки зрения технологии эксплуатации скважин. В случае разработки залежи на истощение с дебитами эксплуатационных скважин, равными 510 м³/сут, коэффициент нефтеотдачи достигает 8,3%.

В отличии от варианта разработки залежи при режиме истощения эффективность воздействия на нефтегазовые залежи в значительной степени зависит от темпов их разработки. При заводнении пластов с высокими темпами нагнетания и отбора флюидов (дебит скважин 510 м³/сут) в начальный момент воздействия нагнетаемая в газовую шапку вода фильтруется преимущественно в вертикальном направлении к нефтяной оторочке. В горизонтальном направлении фронт воды в этот период продвигается незначительно и вода вторгается в нефтяную оторочку в области пласта на расстоянии 20 - 50 м от линии нагнетания. Одновременно отмечается образование водяных и газовых конусов у забоя эксплуатационной скважины, что вызывает быстрый рост обводненности и газонефтяных факторов. С течением времени в газовой шапке отмечается определенное продвижение фронта воды, однако значительная часть воды поступает через нефтяную оторочку в водонасыщенную зону пласта, что вызывает заметный подъем оторочки в газовую шапку и соответственно ее размазывание.

Прямая закачка воды в водонасыщенную и газонасыщенную зоны позволяет уменьшить подъем оторочки в газовую шапку и соответственно сократить объем нефти, внедряющейся в газонасыщенную зону пласта. В этом случае отмечается значительное локальное поднятие оторочки в области нагнетания флюидов и некоторое ее общее поднятие в целом по залежи. Более значительной, чем при заводнении в данном варианте воздействия, оказывается зона пласта с насыщенностью нефти, равной начальной, которая образуется на начальной ГНК. Тем не менее, конечная нефтеотдача залежи при осуществлении рассматриваемого варианта воздействия выше, чем при заводнении пласта, и составляет 30%. Обводнение эксплуатационной скважины при прямом нагнетании воды и газа обуславливается в основном образованием конуса воды.

Уменьшение размазывания нефтяной оторочки имеет место и при осуществлении обратного нагнетания газа и воды. В этом случае отмечается локальное поднятие ГНК на фоне нагнетаемой в газовую шапку воды, а также очень небольшое проникновение нефти в водоносную зону пласта в области закачки. Как и в случае прямой закачки. При проведении данного варианта воздействия наблюдается образование зоны невыработанных запасов на начальном ГНК (по размерам эти зоны в вариантах оказались практически одинаковыми). Движение фронта воды в газовой шапке залежи во многом было аналогичным продвижению его в вариантах заводнения пласта. На момент завершения разработки залежи фронт воды на газонефтяном контакте продвигается на расстояние до 150 - 175 м, что в пересчета на объем нагнетаемой воды оказывается несколько больше, чем в случае заводнения залежи. Основные показатели процесса обратной закачки газа и воды оказываются очень близкими к показателям процесса прямой закачки газа и воды.

Процессы воздействия на нефтегазовые залежи с анизотропными коллекторами в значительно мере отличаются от аналогичных процессов в изотропных пластах и, прежде всего, механизмами вытеснения нефти. На основе расчетов установлено, что в случае высокой степени анизотропии пластов наиболее эффективным способом разработки нефтегазовых залежей является обратная закачка газа и воды. Существенно уступает ей вариант с барьерным заводнением. И наименее эффективной оказывается прямая закачка газа и воды. В качестве примера расчета рассмотрен процесс разработки залежи, характеризующийся соотношением проницаемости в горизонтальном и вертикальном направлениях, равным 100.

При заводнении такого пласта с достаточно высокими темпами (дебиты скважин 510 м³/сут) отмечается значительное продвижение фронта нагнетаемой воды в газовой шапке и вытеснение газа из газовой шапки как к эксплуатационной скважине, так и в сторону оторочки. Поступление нагнетаемой воды под нефтяную оторочку оказывается незначительным. Так, для рассматриваемого варианта на момент времени протекания процесса, равного 5500 суток, фронт воды в газовой шапке продвигается на расстояние 300 - 350 м и практически не внедряется в нефтяную оторочку. При этом нефтяная оторочка оказывается зажатой нагнетаемой и подошвенной водой и находится в пределах первоначальных границ. Вытеснение нефти из оторочки происходит газом, оттесняемым водой из газовой шапки. В этих условиях в нижней части оторочки на ВНК остается зона с невыработанными запасами, т.е. с нефтенасыщенностью, равной начальной. Конечный коэффициент нефтеотдачи по данному варианту составляет 32,2%.

При осуществлении предложенной схемы обратного нагнетания газа и воды, как и в случае барьерного заводнения, отмечается значительное продвижение воды в газовой шапке и незначительное внедрение воды в нефтяную оторочку как на начальном ВНК, так и на начальном ГНК. В отличие от заводнения в данном варианте воздействия выработка нефтяной оторочки обеспечивается не только газом газовой шапки, но и нагнетаемым в подошвенную часть газом. В следствие этого нефтяная оторочка вырабатывается более полно, остаточная нефтенасыщенность в ней распределяется более равномерно и отсутствуют зоны с нефтенасыщенностью, равной начальной. В результате достигается коэффициент нефтеотдачи, равный 40,9%.

Следует отметить, что для анизотропного коллектора эффективность совместного нагнетания газа и воды в значительной степени зависит от соотношения объемов нагнетаемых флюидов. В случае осуществления обратной закачки газа и воды наибольшей эффективностью отличаются варианты с примерно равными объемами нагнетания газа и воды, таким образом, воду и газ следует закачивать в равных или близких по значению объемах. Эти варианты характеризуются наиболее высокими коэффициентами извлечения нефти и меньшими объемами нагнетания рабочих агентов.

Таким образом, результаты математического моделирования различных методов воздействия на нефтегазоконденсатные залежи показывают, что наиболее эффективным для случая анизотропных пластов является метод обратной закачки газа и воды.

Источники информации 1. Патент РФ N 2018640, МКИ⁶ E 21 B 43/20, 1991.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазовых залежей, включающий отбор нефти из нефтенасыщенной зоны и поддержание пластового давления, отличающийся тем, что поддержание пластового давления осуществляют заводнением газонасыщенной зоны и закачкой газа в водонасыщенную зону.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку воды и газа осуществляют одновременно или с некоторой задержкой закачки газа относительно закачки воды.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что воду и газ закачивают в равных или близких по значениям объемах.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 10.06.2007

Извещение опубликовано: 10.06.2007        БИ: 16/2007