способ освоения газонагнетательных скважин

Формула изобретения

1. Способ освоения газонагнетательных скважин, включающий эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, нагнетание газа и воды, отличающийся тем, что сначала нагнетательную скважину эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения до создания в пласте средней газонасыщенности, составляющей 0,5 10% объема пор пласта, а затем в эту скважину нагнетают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения, после чего оторочку обогащенного газа проталкивают сухим газом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что попеременно с газом в пласт нагнетают жидкость.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к скважинной разработке нефтяных месторождений.

Известен способ освоения газонагнетательных скважин путем солянокислотных обработок [1] Благодаря применению этого метода увеличивается проницаемость пласта в призабойной зоне.

Недостатком этого способа является неравномерное поступление кислоты в зоне с различной проницаемостью. Наибольшее количество кислоты поступает в высокопроницаемые зоны и неоднородность коллектора в результате возрастает, что способствует росту приемистости скважин и более неравномерному распределению закачиваемого вытесняющего агента по интервалам перфорации.

Известен способ освоения газонагнетательных скважин, когда для выравнивания профиля приемистости в пласт закачивают пенообразующие составы [2] Благодаря тому, что фильтрационные сопротивления для пены в высокопроницаемых зонах выше, чем в низкопроницаемых6 происходит необходимое перераспределение потоков закачиваемого газа.

Недостатком этого способа является слабопрогнозируемое поведение пен в пористой среде. Они могут разрушаться при контакте с с остаточной нефтью. Сопротивление течению пен в трещинах незначительны и они могут не являться препятствием при прорывах газа.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения газонагнетательных скважин, включающий эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, а также нагнетание газа и воды [3]

Недостатком данного способа является низкий охват пласта вытесняющим агентом.

Задачей данного изобретения является повышение охвата пласта вытесняющим агентом за счет предварительного частичного разгазирования нефти в пласте и, как следствие, повышение нефтеотдачи.

Поставленная задача решается предлагаемым способом освоения газонагнетательных скважин, включающим эксплуатацию скважин при давлениях ниже давления насыщения, нагнетания газа и воды, в котором согласно изобретению сначала нагнетательную скважину эксплуатируют при забойных давлениях ниже давления насыщения до создания в пласте средней газонасыщенности, составляющей от 0,5 до 10% от объема пор пласта, а затем в эту скважину нагнетают обогащенный газ в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения, после чего оторочку обогащенного газа проталкивают сухим газом.

В предпочтительном варианте попеременно с газом в пласт нагнетают жидкость.

Способ осуществляют следующим образом.

Сначала скважину, в которую предполагается закачивать газообразный вытесняющий агент, эксплуатируют при давлениях ниже давления насыщения. Чем ниже забойное давление в этой скважине, тем лучше, так как при этом перекрываются (смыкаются) трещины в наиболее проницаемых пропластках и истощение зон с различными коллекторскими свойствами происходит более равномерно. Дебит этой скважины может ограничиваться только технологическими аспектами, такими, как разрушение коллектора (вынос песка), снижение дебитов из-за неблагоприятного соотношения фазовых проницаемостей, отсутствие оборудования, позволяющего эксплуатировать скважину с высоким газовым фактором или другими причинами.

Добывающие скважины, которые окружают нагнетательную, эксплуатируются при давлениях, исключающих разгазирование нефти во всем объеме пласта. Благодаря такому сочетанию режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин достигается наибольшее разгазирование низкопроницаемых зон пласта. В высокопроницаемых зонах с хорошей гидропроводностью и пьезопроводностью протяженность зоны разгазирования меньше, чем в низкопроницаемых, поэтому для пропластков с хорошими коллекторскими свойствами добывающие скважины не являются экраном в отличие от низкопроницаемых пропластков, где разгазирование нефти происходит медленнее, но практически и не восстанавливается после прекращения отборов жидкости.

Отбор жидкости из нагнетательной скважины производят до момента, при котором газонасыщенность коллектора составляет 0,5 10% от объема пор коллектора. Нижний предел выбирается в том случае, когда пласт имеет очень низкую проницаемость и характеризуется низкой неоднородностью. Верхний предел выбирают тогда, когда при больших расстояниях между скважинами пласт характеризуется высокой неоднородностью и проницаемостью.

После того, как газонасыщенность коллектора достигнет необходимых значений, переходит к нагнетанию в пласт обогащенного газа в количестве, необходимом для достижения смешивающегося вытеснения. При нагнетании обогащенного газа в высокопроницаемых пропластках давление быстро восстанавливается по нескольким причинам. Во-первых, после прекращения эксплуатации скважины по высокопроницаемым зонам происходит приток жидкости из зон, расположенных вне данного элемента системы расстановки скважин. Во-вторых, при нагнетании газа здесь быстрее восстанавливается давление, так как в начальный момент времени большая часть закачиваемого газа поступает в высокопроницаемые зоны. В-третьих, в высокопроницаемых пропластках раньше достигаются условия смесимости, в результате чего формируется вал нефти, препятствующий фильтрации газа. Снижение проводимости высокопроницаемых зон способствует перераспределению потоков закачиваемого газа в пользу низкопроницаемых зон.

После того, как в скважину подан обогащенный газ в необходимом количестве, переходят к закачке сухого газа, который нагнетают до достижения предельного газового фактора в добывающих скважинах.

В некоторых неоднородных пластах предварительного разгазирования нефти в области, окружающей нагнетательную скважину, недостаточно для выравнивания профиля приемистости газонагнетательной скважины. Поэтому необходимо нагнетать попеременно воду и газ. Вода будет поступать практически только в высокопроницаемые зоны, снижая в них фазовую проницаемость для газа и восстанавливая здесь давление, благодаря чему распределение закачиваемого газообразного вытесняющего агента становится более благоприятным.

Пример. Месторождение нефти, продуктивный пласт которого представлен слоистым песчаником, разбурено по девятиточечной системе расстановки скважин. Расстояние между скважинами в среднем составляет 500 м. Пропластки нефтенасыщенного песчаника разделены прослеживающимися по всей площади глинистыми перемычками и обладают отличными коллекторскими свойствами. Средняя эффективная толщина 10 м, средняя проницаемость 0,1 мкм², начальная нефтенасыщенность 80% Пластовое давление составляет 25,0 МПа, а давление насыщения нефти газом 23,0 МПа.

Сначала нагнетательные скважины эксплуатируют при забойных давлениях около 10,0 МПа, так как при дальнейшем увеличении депрессий начинается интенсивный вынос песка. При среднем дебите скважины 50 т/сут для достижения газонасыщенности, равной 3% от объема пор пласта потребуется ее эксплуатировать примерно 2 года. После этого переходят к нагнетанию в пласт обогащенного газа и воды. Сначала закачивают воду в количестве 1% объема пор пласта, а затем подают газ в количестве 3% от объема пор. В таком же режиме закачивают воду и сухой газ. Закачку вытесняющих агентов продолжают до тех пор, пока газовый фактор не достиг в добывающих скважинах 3000 м³ газа на 1 т добытой нефти.

За счет применения технологии охват пласта газом увеличился на 20% а нефтеотдача возросла на 15% Благодаря этому дополнительно добыто 137 тыс.т нефти из одного элемента системы растоновки скважин.