Способ разработки нефтяного и газонефтяного пласта

Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта. При разработке нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов. Цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15% до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти. В течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят. В течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.

 

Предлагаемое изобретение относится к методам увеличения нефтеотдачи нефтяных и газонефтяных залежей путем закачки природного или попутного нефтяного газа в нефтенасыщенные пласты.

Во многих нефтедобывающих регионах мира природный и попутно добываемый газ (ПНГ) закачиваются обратно в нефтесодержащие пласты для более полной выработки пластов и добычи большего количества нефти. Например, в Норвегии по данным журнала Нефтегазовая вертикаль (2011 год. - №5. - С. 70-71) каждый четвертый кубометр добытого шельфового газа был обратно закачан в пласты для поддержания давления и повышения нефтеотдачи.

В Российской Федерации известен положительный опыт закачки природного газа в продуктивные известняки Озеркинского нефтяного месторождения (стр. 233 книги «Химические методы в процессах добычи нефти» / А.У. Бакиров, В.Л. Барьюдин, Ю.Ю. Бахишев и др. - М.: Наука, 1987. - 239 с.). Закачка производится во вторичную газовую шапку, образовавшуюся при эксплуатации месторождения на истощении. В связи с этим закачка в нефтенасыщенный пласт ведется при давлении ниже давления насыщения нефти газом (Рнас.=10,6 МПа), а именно при давлении в 8,0-10,0 МПа.

Наиболее близким по технологии исполнения к заявляемому изобретению является изобретение по патенту РФ за №2132937 Способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости (авторы: Закиров С.Н и др., опубл. 10.07.1999). По данной технологии закачку попутного нефтяного газа производят в одну или несколько нефтедобывающих скважин в циклическом режиме с периодами закачки газа и отбора нефти и растворенного газа. Периоды закачки газа и отбора нефти зависят от многих факторов, например от плотности сетки скважин, свойств пластовых флюидов и формы профиля скважин. С помощью наблюдательных скважин не допускается формирование искусственной газовой шапки. Последнее условие разработки месторождений, на наш взгляд, является следствием нескольких режимов эксплуатации нефтесодержащего пласта. К примеру, при поддержании забойного давления добывающих скважин выше величины давления насыщения нефти газом (Рнас.) пластовое давление априори будет выше, чем Рнас, и, как следствие, не будет предпосылок для появления и накапливания в пласте свободного газа.

Недостатком рассматриваемого прототипа, на наш взгляд, является неопределенность в величине пластового давления, поддержание которого обеспечивает максимальное нефтеизвлечение из пласта.

Технической задачей по изобретению является повышение эффективности разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа. В нефтенасыщенных коллекторах такого типа структура порового пространства имеет сложный характер и представлена кавернами размерами до нескольких мм, которые соединены трещинами и фильтрационными каналами значительно меньших размеров - до 0,5 мм. Способ разработки должен учитывать сложное строение пустотного пространства и обеспечивать движение нефти из каверн в сторону добывающих скважин по трещинам и каналам малых сечений.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что в способе разработки нефтяного или газонефтяного пласта, который заключается в циклической закачке через нагнетательные скважины в нефтесодержащий пласт природного или попутного нефтяного газа (ПНГ) и отборе нефти и газа из добывающих скважин, для нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа газ закачивают в пласт под давлением выше давления насыщения нефти газом, а добычу нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15%, причем в течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят, а в течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин осуществляют обратную картину - нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.

Рассмотрим по циклам предложенный способ разработки пласта.

Цикл закачки газа осуществляют при давлении выше давления насыщения нефти газом, отбор нефти и газа останавливают. Весь закачиваемый газ попадает в карбонатный пласт трещино-кавернозно-порового типа, растворяется в нефти и значительно снижает ее вязкость. Благодаря пониженной вязкости нефть с повышенным газосодержанием проникает через низкопроницаемые трещины и фильтрационные каналы в зону каверн малых и значительных размеров, а также в зону тупиковых пор, заполненных нефтью с пониженным газосодержанием. Нефть, содержащаяся в кавернах и тупиковых порах донасыщается газом за счет фильтрационных и диффузионных процессов, и это важно для эффективной разработки пласта во втором цикле предложенного способа.

Цикл отбора нефти с газом.

В продуктивном пласте трещино-кавернозно-порового типа давление понижают до величины ниже на 10-15%, чем давление насыщения нефти газом, путем соответствующего снижения давления на забое нефтедобывающих скважин. Закачку газа останавливают.

Рассмотрим изменение состояния нефти с растворенным газом, находящейся в кавернах различных размеров и тупиковых порах, после снижения давления в трещинах и кавернах карбонатного пласта. Из нефти начнет выделяться газ при снижении давления ниже Рнас. Наиболее интенсивным этот процесс будет происходить на внутренней поверхности каверн и тупиковых пор, то есть на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти (источник информации: Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. - М.: Недра, 1982. - 311 с.).

Выделяющийся на межфазной поверхности из нефти газ при своем расширении вытеснит нефть с растворенным газом в трещины и проточные каналы пористых блоков.

Для подтверждения описанного механизма вытеснения нефти газом из каверн и тупиковых пор различных размеров проведены лабораторные эксперименты на двух линейных моделях карбонатного пласта, имеющих проницаемости соответственно К1=0,95⋅10-3 мкм2 и К2=0,20⋅10-3 мкм2. В качестве газа вытеснения использовали природный газ Копанского нефтегазоконденсатного месторождения с молярным компонентным составом: метан - 77,9%; этан - 4,2%; пропан - 1,3%; бутан - 1,3%; пентан и более тяжелые гомологи - 3,0%; двуокись углерода - 1,8%; азот - 2,9% и сероводород - 7,2%.

В первом эксперименте вытеснение нефти из образцов естественных керновых материалов велось при давлении, превышающем давление насыщения нефти газом Рнас=25,7 МПа. При этом были достигнуты следующие максимальные значения коэффициента вытеснения нефти газом:

- для первого образца: Квыт=0,550 при давлении вытеснения Р=30,0 МПа;

Квыт=0,542 при давлении вытеснения Р=27,2 МПа.

- для второго образца: Квыт=0,450 при давлении вытеснения Р=30,0 МПа;

Квыт=0,440 при давлении вытеснения Р=27,2 МПа.

Во втором эксперименте с теми же образцами кернового материала производилось насыщение нефти газом при давлении выше Рнас, а вытеснение нефти газом производилось уже при давлении ниже, чем давление насыщения газом - при давлениях 25,0 МПа и 23,2 МПа. Благодаря вышеописанному эффекту коэффициенты вытеснения нефти газом выросли до следующих значений:

- для первого образца: Квыт=0,650 при давлении вытеснения Р=25,0 МПа;

Квыт=0,684 при давлении вытеснения Р=23,2 МПа.

- для второго образца: Квыт=0,700 при давлении вытеснения Р=25,0 МПа;

Квыт=0,745 при давлении вытеснения Р=23,2 МПа.

Вытеснение нефти из кернового материала трещиновато-кавернозно-порового типа при давлениях ниже давления насыщения нефти газом дало положительный эффект в виде повышения конечного коэффициента вытеснения нефти на 0,100-0,142 единиц для образца пласта с большей проницаемостью (К1=0,95⋅10-3 мкм2) и на 0,250-0,305 единиц - для образца пласта с меньшей проницаемостью (К2=0,20⋅10-3 мкм2).

Полученные экспериментальные данные позволяют рекомендовать применение для низкопроницаемых карбонатных пород трещино-кавернозно-порового типа технологию, описанную в данной заявке, а именно - закачку газа в продуктивный пласт вести при давлении выше Рнас, а отбор нефти производить при давлении ниже, чем Рнас.

Способ разработки нефтяного и газонефтяного пласта, заключающийся в циклическом режиме закачки через нагнетательные скважины в нефтесодержащий пласт природного или попутного нефтяного газа и отборе нефти и газа из добывающих скважин, отличающийся тем, что для нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов, а цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15% до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти, причем в течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят, а в течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - снижение затрат на разработку за счет уточненного размещения горизонтальных скважин и повышения дебита добывающих скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных промыслах при добыче высоковязкой нефти из осложненных, глубоких скважин, а именно из скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Группа изобретений относится к области добычи природного газа из газового месторождения, и в частности, к компенсации добычи природного газа при снижении пластового давления, ведущего к проседанию пластов. Технический результат – повышение надежности предложенных решений по предотвращению проседания пластов. Устройство содержит один или более подающих каналов, выполненных с возможностью подачи компенсационного газа в месторождение природного газа. Для этого предусмотрен по меньшей мере первый источник газа, выполненный с возможностью присоединения к указанным одному или более каналам для подачи неинертного газа. При этом устройство выполнено с возможностью добавления инертного газа в качестве разделительного слоя между природным газом, находящимся в газовом месторождении, и неинертным газом. Этот разделительный слой предотвращает возможность химической реакции между неинертным газом и природным газом. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита добывающих скважин. По способу осуществляют разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин. В одной из них проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования - ВСП в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60°. Уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта. Выделяют участки повышения гипсометрических отметок бурением дополнительной проектной скважины в направлении сейсмопрофилей в зоне повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной. Проверяют прогнозный структурный план, скорректированный по результатам ВСП и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины. Строят добывающую скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях залежи и нагнетательную скважину в пониженных частях залежи. Для залежи определяют минимальную рентабельную нефтенасыщенную толщину для строительства горизонтальных скважин. Корректируют по толщине и направлению прогнозный структурный план исследованием вскрытых нефтенасыщенных толщин дополнительной проектной скважиной, сверяя показания ВСП и данного исследования. При бурении дополнительной проектной скважины определяют фактическое положение отметок кровли и подошвы вскрытых нефтенасыщенных толщин с точностью 0,5-1,5 м, исходя из удаленности от проектной скважины, из которой проводились ВСП. Уточняют зоны с толщиной, большей минимальной рентабельной нефтенасыщенной толщины, в которых в качестве добывающих и нагнетательных скважин строят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта. При разработке нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов. Цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15 до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти. В течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят. В течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.

Наверх