Способ разработки месторождений углеводородов

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Техническим результатом изобретения является создание такого способа разработки месторождений углеводородов, который позволяет управлять продвижением фронта вытеснения углеводородов вытесняющим агентом в продуктивном пласте при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта, что обеспечивает повышение коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного пласта, ведет к снижению объема попутно добываемой воды при интенсификации темпов добычи углеводородов. В способе разработки месторождений углеводородов, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в отдельные зоны продуктивного пласта и добычу углеводородов из добывающих скважин, создание раздельных между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенных зон с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов, периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны, производят периодическую закачку воды в газонасыщенные зоны. Возможно накопленный газ закачивать в водонасыщенные зоны в виде водогазовой смеси. Возможно закачивать попутный газ данного месторождения. Возможно закачивать углеводородный или неуглеводородный газ из других источников. Возможно закачивать воду с добавлением специально подобранных химреагентов или их композиций. При достижении содержания газа в водонасыщенных зонах в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах целесообразно генерировать упругие волны с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 Мпа. Целесообразно газ и воду закачивать в отдельные зоны продуктивного пласта с одновременным генерированием в нем упругих волн с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов.

В мировой практике имеется два подхода к разработке месторождений углеводородов.

Первый подход, характерный для США, Канады, Франции, Англии и некоторых других зарубежных стран [1], заключается в разбуривании месторождения по определенной сетке скважин и эксплуатации его в начальный период на естественном режиме. Затем, как вторичный метод воздействия на пласт, применяется закачка газа, а в последующем, как третичный метод, - закачка воды. До начала заводнения извлекается до 20-30% углеводородов от начальных извлекаемых запасов. Преимуществом такого подхода является уменьшение объемов попутно добываемой воды. Однако в этом случае интенсивность отбора запасов снижается до 2-3% в год.

Второй подход, характерный для бывшего СССР [2, 3], заключается в осуществлении заводнения месторождения с самого начала его разработки, что позволяет интенсифицировать отборы углеводородов до 10% в год от извлекаемых запасов.

Основным недостатком данного подхода являются ранние прорывы воды в добывающие скважины, что влечет за собой быстрое обводнение продукции и отборы больших объемов воды в процессе разработки месторождений, а также увеличение сроков доразработки.

Таким образом, перед нефтегазовой промышленностью встает вопрос создания таких способов и систем для разработки месторождений углеводородов, которые позволили бы сохранить интенсивность существующих систем, однако позволили бы избежать быстрого обводнения месторождений и добычи больших объемов воды. Объемы воды, добываемой вместе с углеводородами, часто в 2-3 раза превышают объемы добываемых углеводородов. Одновременно встает вопрос об утилизации попутной воды. Поскольку не вся вода закачивается обратно в пласт, а сливается в поверхностные резервуары, встает вопрос о решении глобальной экологической проблемы.

Известен способ добычи нефти [4], включающий нагнетание в пласт газа и воды, которое позволяет повысить эффективность вытеснения нефти водой по площади и по вертикали пласта и уменьшить остаточную нефтенасыщенность в пласте после заводнения в присутствии газовой фазы по сравнению с заводнением в отсутствие свободного газа, особенно в гидрофильных породах.

Недостатком известного способа является сохранение высокой общей водонасыщенности пласта, возможные ранние прорывы воды в добывающие скважины.

Известен метод добычи нефти [5] путем чередующегося нагнетания в пласт газа и газоводяной смеси, включающий закачку в зону извлечения прежде всего газа в объеме 2-20% перового объема углеводородов для создания в ней свободной газовой фазы. Вслед за газом производится совместная и одновременная закачка в пласт газа и воды в количестве, приблизительно равном объему закачанного до этого газа. Соотношение газа и воды в потоке варьируется в пределах 25-75%. Закачка смеси “газ-вода” обеспечивает равномерное продвижение фронта вытеснения и позволяет компенсировать влияние неоднородного строения коллектора.

Недостатком известного способа является невозможность гибкого регулирования продвижения фронта вытеснения и возможные преждевременные прорывы закачиваемых агентов в добывающие скважины, а также безвозвратные потери закачиваемого в пласт газа из-за отсутствия отдельных газонасыщенных зон и возможности их последующей разработки.

Известен способ добычи нефти [6] путем вытеснения ее газом в сочетании с сейсмическим возбуждением низкой амплитуды, включающий одновременное с нагнетанием в продуктивный пласт вытесняющего газа генерирование на поверхности Земли сейсмической энергии для возбуждения в пласте сейсмических колебаний с частотой 0,1-500 Гц и амплитудой не более 100 А°. Сейсмические колебания способствуют движению потока газа через пласт к добывающей скважине.

Недостатком известного способа являются высокие энергозатраты в связи с необходимостью генерирования сейсмической энергии на поверхности Земли и передачи ее в пласт через земную толщу, а также ранние прорывы газа из-за невозможности регулирования продвижения фронта вытеснения в продуктивном пласте. Сейсмические колебания в известном способе невозможно сконцентрировать на продуктивный пласт, причем возможно возбуждение прилежащих к продуктивному пласту водоносных пластов, приводящее к бесконтрольному продвижению и возможным прорывам пластовой воды в добывающие скважины. Кроме того, интенсивность возбуждаемых сейсмических колебаний при удалении от поверхности Земли значительно снижается вследствие их затухания и рассеивания.

Известен способ разработки месторождений углеводородов [7], включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в продуктивный пласт и добычу углеводородов.

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения углеводородов, высокая степень обводненности продуктивного пласта в процессе разработки, прорывы в добывающие скважины газа и воды вследствие неуправляемости процессом стабилизации фронта вытеснения углеводородов. Кроме того, недостатком способа-прототипа является низкая его эффективность и высокая энергоемкость на единицу добываемой продукции вследствие добычи больших объемов воды и газа вместе с углеводородами и необходимость экономических затрат на разделение и дегазацию водоуглеводородных эмульсий, а также невозможность утилизации попутно добываемого газа с самого начала разработки месторождения.

В качестве наиболее близкого аналога использован способ разработки месторождений углеводородов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в отдельные зоны продуктивного пласта и добычу углеводородов из добывающих скважин, создание раздельных между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенных зон с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов, периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны (патент РФ № 2047746, Е 21 В 43/16, 10.11.1995).

Техническим результатом изобретения является создание такого способа разработки месторождений углеводородов, который позволяет управлять продвижением фронта вытеснения углеводородов вытесняющим агентом в продуктивном пласте при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта, что обеспечивает повышение коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного пласта, ведет к снижению объема попутно добываемой воды при интенсификации темпов добычи углеводородов.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки месторождений углеводородов, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в отдельные зоны продуктивного пласта и добычу углеводородов из добывающих скважин, создание раздельных между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенных зон с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов, периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны, производят периодическую закачку воды в газонасыщенные зоны.

Возможно накопленный газ закачивать в водонасыщенные зоны в виде водогазовой смеси.

Возможно закачивать попутный газ данного месторождения.

Возможно закачивать углеводородный или неуглеводородный газ из других источников.

Возможно закачивать воду с добавлением специально подобранных химреагентов или их композиций.

При достижении содержания газа в водонасыщенных зонах в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах целесообразно генерировать упругие волны с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 Мпа.

Целесообразно газ и воду закачивать в отдельные зоны продуктивного пласта с одновременным генерированием в нем упругих волн с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.

Изобретение позволяет повысить коэффициент извлечения углеводородов из продуктивного пласта, сократить сроки разработки месторождения углеводородов за счет интенсификации процесса добычи, уменьшить объем попутно добываемой воды на единицу объема добываемых углеводородов, тем самым повышая энергетическую эффективность процесса добычи углеводородов, утилизировать основной объем добываемого попутного газа с самого начала разработки месторождения с последующим использованием попутного газа для закачки в водонасыщенные зоны, улучшить экологическую обстановку в районе месторождения.

Сущность изобретения поясняется приводимыми чертежами, где:

на Фиг.1 изображена схема разработки месторождения углеводородов, продольный разрез;

на Фиг.2 изображена схема разработки месторождения углеводородов, вид сверху;

на Фиг.3 изображена схема разработки пластовой сводовой залежи углеводородов, продольный разрез;

на Фиг.4 изображена схема разработки массивной залежи углеводородов, продольный разрез;

на Фиг.5 изображена схема реализации способа на участке горизонтального продуктивного пласта.

(На приведенных схемах формы линий расположения скважин в реальном пласте могут иметь любую конфигурацию, отличную от геометрически правильных линий).

Способ разработки месторождений углеводородов осуществляется следующим образом.

По результатам геолого-физических исследований разведочных скважин на месторождении углеводородов определяют (уточняют) геометрические размеры и расположение залежи углеводородов, после чего осуществляют бурение добывающих скважин 1 (Фиг.1), сообщающих продуктивный пласт 4 с поверхностью 5 Земли. На начальной стадии все пробуренные скважины выполняют роль добывающих. На следующем этапе с учетом принципа избирательности определяют места расположения из числа пробуренных и бурение нагнетательных для газа и воды скважин 2, 3 соответственно.

Закачку газа начинают на ранней стадии, а воды - на последующих этапах разработки месторождения после детализации геологического строения продуктивных пластов. Путем закачки газа в нагнетательные скважины 2 и воды в нагнетательные скважины 3 в продуктивном пласте 4 создают отдельные автономные зоны 6, 7 с преимущественным содержанием газа, накапливаемого для последующего использования, и воды соответственно.

Создание газонасыщенных 6 и водонасыщенных 7 зон позволяет реализовать процесс вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4 при уменьшении общей водонасыщенности пласта 4 по сравнению со случаем закачки одной только воды.

Между зонами 6 и 7 заключены углеводородонасыщенные зоны 8. Созданные газонасыщенные и водонасыщенные зоны 6, 7 создают фронты (ГНК, ВНК) 9 вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4. Добычу пластовых углеводородов из зон 8 производят через добывающие скважины 1.

В зависимости от геологического строения и геометрических размеров залежей углеводородов добывающие 1 (Фиг.2) и нагнетательные газовые скважины 2 и нагнетательные водяные скважины 3 могут располагаться избирательно, например рядами на площади месторождения, или образовывать другие геометрически неправильной формы линии. Созданные в результате закачки газа и воды в ряды скважин 2, 3 газонасыщенные 6 и водонасыщенные 7 зоны условно разделяют месторождение на отдельные зоны в горизонтальной плоскости, между которыми заключены углеводородонасыщенные зоны 8 с рядами добывающих скважин 1. В результате этого уменьшается общая водонасыщенность пласта 4 (Фиг.1) по сравнению со случаем, когда закачивалась бы только вода во все нагнетательные ряды, при сохранении интенсивности процесса вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4.

В залежах углеводородов пластового сводового типа газонасыщенные 6 (Фиг.3) и водонасыщенные зоны 7 могут разделять продуктивный пласт 4 существующими линиями ГНК и ВНК в вертикальной плоскости.

В залежах углеводородов массивного типа газонасыщенные зоны 6 (Фиг.4) и водонасыщенные зоны 7 могут разделять продуктивный пласт 4 линиями ГНК и ВНК в вертикальной плоскости, причем, как правило, закачку газа ведут в верхнюю часть, а воды - в нижнюю часть продуктивного пласта 4.

Для предотвращения преждевременных прорывов закачанной воды из зон 7 в добывающие скважины 1 производят периодическую закачку накопленного в зонах 6 газа в водонасыщенные зоны 7 через водонагнетательные скважины 3, тем самым появляется возможность управления продвижением фронта 9 вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4 при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта 4. В некоторых случаях вместо периодической закачки газа ведут закачку водогазовой смеси в водонасыщенные зоны 7.

Для предотвращения преждевременных прорывов закачанного газа из зон 6 в добывающие скважины 1 и улучшения управления продвижением фронта 9 вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4 производят периодическую закачку воды в газонасыщенные зоны 6 через газонагнетательные скважины 2.

Для закачки может использоваться попутный газ данного месторождения. Это позволяет временно консервировать добываемый попутный газ с начала разработки месторождения для его последующего использования.

Для закачки может использоваться любой другой углеводородный или неуглеводородный газ из других источников, например азот, дымовой газ, двуокись углерода, воздух или их смеси. Это позволяет повысить гибкость системы разработки месторождения, а также использовать для закачки в скважины 2, 3 дешевый неуглеводородный газ при ограниченности ресурсов углеводородного газа.

Для закачки может использоваться попутно добываемая вода или вода из других источников.

В некоторых случаях периодическая закачка воды в газонасыщенные зоны производится в виде водогазовой смеси.

Для закачки можно использовать воду с добавлением специально подобранных химреагентов или их композиций, что позволяет стабилизировать фронт 9 вытеснения углеводородов и увеличивать коэффициент вытеснения углеводородов.

Для регулирования продвижения фронта 9 вытеснения углеводородов при достижении содержания закачанного газа в водонасыщенных зонах 7 в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах 7 возможно генерирование упругих волн 11 (Фиг.5) в водонасыщенных зонах 7 с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.

При закачке газа в водонасыщенных зонах 7 в условиях генерирования упругих волн 11 образованные газовые включения являются вторичными источниками упругих колебаний, усиливающих генерированные упругие волны 11. Это позволяет частично компенсировать потери энергии упругих волн 11 на рассеивание и стабилизировать фронт 9 вытеснения углеводородов на достаточно большом расстоянии от водонагнетательных скважин 3. В результате достигается возможность управления продвижением фронта 9 вытеснения углеводородов водой практически вплоть до достижения фронтом 9 добывающих скважин 1.

При значениях содержания газа в водонасыщенных зонах 7 менее 0,1% от содержания воды в зонах 7 происходит полное растворение газа в воде и тем самым исключается образование вторичных источников упругих волн 11.

При значениях содержания газа в водонасыщенных зонах 7 более 28% от содержания воды в этих зонах образуются газовые полости увеличенных размеров, являющиеся локальными гасителями генерируемых упругих волн 11.

Закачку газа и воды в нагнетательные скважины 2, 3 возможно осуществлять с одновременным генерированием в продуктивном пласте упругих волн 10, 11 (Фиг.5) с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.

При использовании упругих волн 10, 11 в указанных пределах реализуется режим нелинейного резонанса, характеризующийся воздействием на продуктивный пласт 4 близкими к какой-либо из его собственных частот упругими волнами. При таком режиме воздействия на продуктивный пласт 4 существенно возрастает скорость фильтрации углеводородов в продуктивном пласте 4 и создается возможность получения между каждой парой зон 6 и 8, 7 и 8 управляемого стабильного фронта 9 вытеснения углеводородов газом и водой.

При значениях частоты упругих волн менее 0,001 кГц и более 45 кГц невозможно получить режим нелинейного резонанса, так как собственные частоты углеводородонасыщенного пласта, в большинстве случаев (известно из практики) находятся в пределах от 0,001 до 45 кГц.

При значениях амплитуды упругих волн менее 0,02 МПа мощности колебаний недостаточно для преодоления сил, удерживающих углеводороды на стенках капилляров продуктивного пласта 4, при этом коэффициент извлечения углеводородов низок при больших удельных объемах закачиваемых газа и воды.

При значениях амплитуды упругих волн более 2,8 МПа резко возрастают энергетические затраты на возбуждение колебаний и, как следствие, неоправданно возрастают экономические затраты на реализацию способа. Кроме того, возрастает вероятность разрушения стенок нагнетательных скважин 2, 3, приводящего к закупорке продуктивного пласта, снижению производительности нагнетательных скважин и, как следствие, невозможности осуществления процесса вытеснения углеводородов газом и водой в продуктивном пласте 4.

Генераторы упругих волн 12, 13 (Фиг.5) располагают в зоне перфорации газонагнетательных 2 и водонагнетательных 3 скважин на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Применяют генераторы упругих волн 12, 13 вихревого, гидравлического, гидроударного, механического, имплозийного или электрического типа, которые позволяют обеспечить получение упругих волн с необходимыми рабочими частотами и амплитудами в диапазоне 0,001-45 кГц и 0,02-2,8 МПа, например, описанные в [10].

Использование заявленного способа разработки месторождений углеводородов позволяет обеспечить достижение следующих технических преимуществ:

1. Сокращение сроков разработки месторождения за счет интенсификации добычи углеводородов.

2. Повышение коэффициента извлечения углеводородов и увеличение охвата пласта воздействием.

3. Уменьшение общей водонасыщенности пласта.

4. Снижение объема попутно добываемой воды на единицу объема добываемых углеводородов.

5. Возможность регулирования продвижения фронта вытеснения.

6. Утилизация основного объема добываемого попутного газа с самого начала разработки с последующим его использованием для закачки в водонасыщенные зоны и для других целей.

7. Способ не требует создания принципиально новых технических средств.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Щелкачев В.Н. Разработка нефтяного месторождения Прадхо-Бей. - Нефтяное хозяйство, 1984, №12, с. 69-72.

2. Вахитов Г.Г., Султанов С.А., Оноприенко В.П. Принципы разработки Ромашкинского нефтяного месторождения и их осуществление. - В кн.: Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти //Тр. ТатНИИ, вып. 3. - Бугульма, 1961, с. 235-247.

3. Щелкачев В.Н. Задачи обобщения промыслового опыта и анализ данных о количествах добываемой с нефтью воды. - Нефтяное хозяйство, 1974, №4, с. 34-38.

4. Пат. США №3386506, кл. 166-9, 08.04.1966 /04.06.1968.

5. Пат. США №3599717, кл. 166-273, (Е 21 В 43/22), 03.12.1969 /17.08.1971.

6. Пат. США №4417621, кл. 166-249, (Е 21 В 43/16), опубл. 29.11.1983.

7. Пат. США №3244228, кл. 166-9, 27.12.1962 /05.04.1966.

8. Экспериментальные результаты вытеснения нефти из загазованных и обводненных пористых сред /Островский Ю.М., Лискевич Е.И., Оноприенко В.П., Фаниев Р.Д. //Тр. УкрНИИПНД, вып. 11-12. - М., Недра, 1973, с. 3-10.

9. Дорощук Н.Ф., Харазий Н.И., Юняев Р.Ф. Анализ применения периодической закачки газа и воды под повышенным давлением на опытном участке Миннибаевской площади //Тр. ТатНИПИнефть, вып. 51. - Бугульма, 1982, с. 16-21.

10. А.с. СССР №1829208 “Гидродинамический генератор колебаний давления”. Приоритет от 14.02.1989 г. Зарегистр. 13.10.1992 г.

1. Способ разработки месторождений углеводородов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в отдельные зоны продуктивного пласта и добычу углеводородов из добывающих скважин, создание раздельных между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенных зон с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов, периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны, отличающийся тем, что производят периодическую закачку воды в газонасыщенные зоны.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что накопленный газ закачивают в водонасыщенные зоны в виде водогазовой смеси.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачивают попутный газ данного месторождения.

4. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что закачивают углеводородный или неуглеводородный газ из других источников.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что закачивают воду с добавлением специально подобранных химреагентов или их композиций.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что при достижении содержания газа в водонасыщенных зонах в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах генерируют упругие волны с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.

7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что газ и воду закачивают в отдельные зоны продуктивного пласта с одновременным генерированием в нем упругих волн с частотой в пределах от 0,001 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.