способ извлечения запасов остаточной нефти

Формула изобретения

Способ извлечения остаточной нефти из нефтяной залежи с послойной и зональной неоднородностью пластов, включающий внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин, среди которых выбирают наиболее продуктивную скважину, в ней контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении предельного значения весовой обводненности с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме, вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины, при этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси, а при достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использован на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений путем внутриконтурного заводнения.

В СССР разработка нефтяных месторождений путем искусственного заводнения начиналась по аналогии с естественным заводнением, т.е. путем законтурного заводнения: за внешним контуром нефтеносности располагали нагнетательные скважины, через которые в нефтяные пласты закачивали воду, вытесняющую нефть в добывающие скважины (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.:Недра, 2005, 285 с.) Нагнетательные скважины располагали после внешнего контура нефтеносности, а добывающие скважины располагали до внутреннего контура нефтеносности в пределах чисто нефтяной площади. Это было вполне нормально при достаточном наклоне нефтяных пластов, когда расстояние между внешним и внутренним контурами нефтеносности и, соответственно, между законтурным рядом нагнетательных скважин и внутриконтурными рядами добывающих скважин было не слишком большим. Хорошо, если увеличенное расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин было компенсировано достаточно высокой гидропроводностью нефтяных пластов, как это имело место на Туймазинском месторождении по девонским нефтяным пластам.

После открытия огромного по своим запасам нефти и еще более огромного по своей площади распространения Ромашкинского месторождения стало понятно, что технология законтурного заводнения для этого месторождения является неудовлетворительной, даже очень плохой. То, что было нормально и хорошо для Туймазинского месторождения, показалось неудовлетворительно и плохо для Ромашкинского месторождения, потому что у него очень пологие, почти горизонтальные нефтяные пласты и существенное значение приобретают локальные поднятия, на его периферии происходит постепенный переход от сплошного нефтяного поля к нефтяному полю с локальными зонами воды, к чередованию зон нефти и воды к водяному полю с локальными зонами нефти и далее к сплошному водяному полю, т.е. внешний контур нефтеносности не представляется одной сплошной линией, а возникает несколько замкнутых линий, пропадает обычная простота рисунка контура нефтеносности. К тому же эффективная нефтяная толщина и гидропроводность нефтяных пластов у Ромашкинского нефтяного месторождения существенно ниже, чем у Туймазинского, и тем более значительно ниже на периферии. Поэтому разрабатывать Ромашкинское месторождение путем законтурного заводнения, как успешно разрабатывали Туймазинское месторождение, было совершенно недопустимо, так как было во много раз менее эффективно. Поэтому было принято единственно возможное рациональное решение о внутриконтурном заводнении (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005, 286 с).

Способ внутриконтурного заводнения принят нами за прототип.

Разведанные геологические запасы нефти разделяются на две части: извлекаемые и остаточные неизвлекаемые. При применении известного способа закачиваемая в пласт вода часть разведанных геологических запасов нефти вытесняет, а другую часть геологических запасов, которые называют остаточными - захороняет.

Главный недостаток широко применяемого способа разработки нефтяных месторождений путем заводнения состоит в том, что неизвлекаемая часть геологических запасов нефти обычно бывает значительно больше извлекаемой части геологических запасов нефти. Доля извлекаемых запасов нефти находится в пределах от 20% до 50%, а доля неизвлекаемых запасов нефти - соответственно в пределах от 50% до 80%.

Извлекаемые запасы нефти равны произведению балансовых геологических запасов нефти и коэффициента нефтеотдачи.

Q_о=Q_б ^.K_но

Коэффициент нефтеотдачи обычно представляется в виде произведения трех коэффициентов:

K_но=K_в ^.K_с ^.K_з

Первый из коэффициентов К_в - коэффициент вытеснения, который определяют в лабораторных условиях на небольших образцах породы нефтяных пластов (на кернах) при достаточно большой прокачке вытесняющего агента, например вытесняющей воды. Этот коэффициент учитывает различие физических свойств нефти и вытесняющей воды. Нефть и вода взаимно нерастворимы. На их контакте возникают поверхностные силы, которые с учетом пористости породы нефтяных пластов и с учетом малых размеров пор и неоднородности поровых каналов превращаются в капиллярные давления и градиенты капиллярного давления. Последние называют «маленькими гигантами», потому что они во много раз больше градиентов гидродинамического давления, под воздействием которого происходит фильтрация нефти и воды в пласте от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин.

Второй из коэффициентов К_с - коэффициент сетки скважин, который учитывает влияние плотности проектной сетки скважин: чем больше плотность сетки скважин, тем больше нефтеотдача. Этот коэффициент учитывает размеры проектной сетки скважин (расстояние между скважинами согласно проекту), зональную неоднородность по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов и шаг хаотической изменяемости - размер зоны, которыми моделируется зональная неоднородность нефтяных пластов. Шаг хаотической изменяемости сравнивается с расстоянием между скважинами, и чем больше их отношение, тем больше коэффициент сетки и, соответственно, больше коэффициент нефтеотдачи.

Шаг хаотической изменяемости определяется по пробуренной сетке скважин геофизически и гидродинамически исследованных скважин.

Первые два коэффициента из балансовых геологических запасов нефти определяют подвижные запасы нефти

Q_п=Q_б-K _в-K_с

Третий коэффициент К _з - коэффициент заводнения. Он так называется, потому что на разрабатываемых нефтяных месторождениях основным методом воздействия на нефтяные пласты является метод заводнения. Но кроме закачки вытесняющей воды на разрабатываемых месторождениях производится закачка и других вытесняющих агентов, например различных газов, различных водных полимерных растворов и других. Тогда этот коэффициент можно называть коэффициентом использования подвижных запасов нефти. К_з - коэффициент заводнения зависит от расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V², и от коэффициента д₀ - различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях, прежде всего различия подвижностей и плотностей.

В расчетах разработки нефтяных залежей с различными значениями коэффициента µ_о приходится переходить от весовой доли вытесняющего агента в дебите жидкости скважины А₂ к расчетной доле вытесняющего агента скважины А

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V²=1, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

К₃=К_зн+(К_зк-К_зн)·А=0,185+0,648·А,

где А - расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины.

Величины V² и µ_о можно определять по формулам с учетом физических закономерностей, но лучше определять по фактической закономерности обводнения добывающих скважин - по изменению их коэффициентов продуктивности по нефти _н и по воде _в в зависимости от накопленного отбора нефти.

Коэффициент вытеснения по многим длительное время разрабатываемым нефтяным месторождениям находится на уровне 0,6-0,8. Но по новым менее продуктивным нефтяным месторождениям он оказался на уровне 0,4-0,5, т.е. меньше в 1,5-1,6 раз. А если по этим месторождениям коэффициент вытеснения каким-то образом увеличить в 1,5 раза, то соответственно увеличится коэффициент нефтеотдачи. Если начальные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации по оценке английских специалистов равны 10 миллиардам тонн, то при увеличении коэффициента вытеснения в 1,5 раза начальные извлекаемые запасы нефти станут 15 миллиардов тонн.

Сниженные и низкие коэффициенты вытеснения нефти у вытесняющей воды составили от от 0,6-0,8 до 0,4-0,5. Это является результатом того, что нефть и вытесняющая вода значительно различаются по своим физическим свойствам, так как нефть и вода взаимно нерастворимы и в пористой породе нефтяных пластов на контакте нефти и вытесняющей воды возникают поверхностные силы. С учетом высокой неоднородности поровых каналов эти поверхностные силы создают капиллярное давление, градиенты капиллярного давления, которые несравненно велики по сравнению с градиентами гидродинамического давления и они замыкают и захороняют остаточную нефть.

Возникающие капиллярные давления и их градиенты часть геологических запасов нефти, причем существенную и даже значительную часть геологических запасов нефти, захороняют, и захороненную часть геологических запасов нефти нельзя уменьшить путем изменения и увеличения градиентов гидродинамического давления. Сделать это можно только с помощью уравновешивания одних капиллярных давлений другими капиллярными давлениями.

Задачей предложенного способа является добыча остаточных запасов нефти.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе извлечения остаточной нефти из добывающей скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, включающем внутриконтурное заводнение, согласно изобретению по наиболее продуктивной скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении их предельных значений с прекращением отбора жидкости в упомянутую скважину закачивают углеводородный газ, вытесняя жидкость из кольцевого пространства скважины и из зоны дренирования скважины нефтяных пластов, причем объем закачиваемого углеводородного газа определяют по формуле

V_r=Q_д×Р_пл

где Q_д - объем добытой нефти,

Р_пл - пластовое давление,

после чего переводят добывающую скважину на добычу нефтегазовой смеси.

В результате применения предложенного способа закачанный углеводородный газ снимает блокаду ранее закачанной вытесняющей воды и освобождает остаточную нефть, смешиваясь с остаточной нефтью. При этом резко уменьшается доля вытесняющей воды и за счет освобожденной нефти увеличивается доля нефти, а вытесненная из зоны дренирования скважины ранее закачанная вода вместе с водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, будет эффективно воздействовать на соседние добывающие скважины.

Пример практического осуществления способа извлечения остаточных запасов нефти.

На месторождении с геологическими запасами нефти 200 миллионов тонн, как и на большинстве нефтяных месторождений нашей страны, была запроектирована и осуществлена разработка путем внутриконтурного площадного заводнения по обращенной 9-точечной схеме. При этой схеме заводнения на одну нагнетательную приходятся три добывающие скважины (m=3). Каждая добывающая скважина гидродинамически связана с двумя или четырьмя добывающими скважинами, а каждая нагнетательная скважина гидродинамически связана с восемью добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины в нефтяные пласты под высоким давлением закачивается вода, которая вытесняет нефть в добывающие скважины.

Разрабатываемые нефтяные пласты характеризуются параметрами: эффективной толщиной и проницаемостью. Еще пласты обычно характеризуются многоcлойностью: состоят из нескольких проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Нефтяным пластам присуща очень высокая природная неоднородность по проницаемости и по эффективной толщине. Эта природная неоднородность создана в продолжительные геологические времена, стабильна и неизменна во времени, но изменяется по площади распространения пластов.

Неоднородность нефтяных пластов по эффективной толщине и проницаемости бывает зональной, например по зонам дренирования скважин. А в скважинах по зонам дренирования скважин наблюдается послойная неоднородность по проницаемости. В соответствии с зональной и послойной неоднородностью по проницаемости происходит вытеснение нефти закачиваемой водой. По рассматриваемой наиболее продуктивной скважине в первую очередь произошло вытеснение извлекаемой нефти и достижение предельной экономически обоснованной обводненности, например, равной 95%. Это весовая обводненность. При коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняемой воды в пластовых условиях, равном µ_o=10, получается предельная расчетная доля вытеснения агента

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, характеризуемой величиной квадрата коэффициента V²=1,0, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

К_з =0,185+0,648·А=0,183+0,648·0,666=0,614.

При коэффициенте вытеснения нефти водой К_в=0,5 и коэффициенте сетки К_с=0,9 коэффициент нефтеотдачи получается равным

К_но=К_в·К_с·К _з=0,5·0,9·0,614=0,276.

При достижении такой предельной весовой обводненности А₂=0,95 и такой нефтеотдачи нефтяных пластов К_но=0,276 рассматриваемая добывающая скважина выключается из работы - перестает отбирать жидкость. В дальнейшем в свою очередь также будет и по другим скважинам и в целом и по всем добывающим скважинам и в целом по месторождению.

После прекращения отбора жидкости в рассматриваемую добывающую скважину закачивают углеводородный газ, который идет по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, вытесняя жидкость из этого кольцевого пространства, а затем из зоны дренирования скважины.

При этом была отобрана нефть в объеме

где n_о=500 скв., n_o - общее число добывающих скважин, _н=0,8 т/м³ - плотность нефти в пластовых условиях. Накопленная добыча нефти на одну рассматриваемую добывающую скважину составит Q_д=0,138 млн.м³/скв.=0,110 млн.т./скв..

Общая накопленная добыча нефти по варианту заводнения в целом по месторождению будет равна Q _д=Q_д ¹· _o=0,138·500=69 млн.м³=55,2 млн.т.

При пластовом давлении P_пл=100 ат после прекращения отбора жидкости из одной рассматриваемой добывающей скважины в нее будет закачано углеводородного газа Q_г =Q_д ¹·P_пл=0,138·100=1,38 млн.м ³/скв.

В целом по месторождению за время разработки всего будет закачано газа Q_г=Q_д ¹·n_о=1,38·500=690 млн.м ³

Принимая эффективность рассматриваемого процесса равной 0,9, коэффициент нефтеотдачи будет К_но =0,9·К_в·К_с·К_з =0,9·1·0,9·0,614=0,497.

При этом накопленная добыча нефти будет Q_д=Q_б·K _но=200·0,497=99,5 млн.т.

При этом прирост добычи нефти по сравнению с обычным заводнением составит: 99,5-69=30,5 млн.т и происходит увеличение коэффициента нефтеотдачи в 99,5:69=1,44 раза.

После завершения закачки газа в рассматриваемую добывающую скважину ее переводят на добычу нефтегазовой смеси.

При достижении высокой обводненности по другим добывающим скважинам по ним тоже организуется закачка углеводородного газа.

При увеличении числа добывающих скважин с закачкой углеводородного газа в необходимых объемах уменьшается закачка воды в нагнетательные скважины.

Таким образом, предложенный способ разработки на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с использованием внутриконтурного заводнения позволяет устранить значительный недостаток применяемых способов разработки с использованием заводнения и позволяет резко уменьшить неизвлекаемую часть геологических запасов нефти, т.е. резко уменьшить неизвлекаемые остаточные запасы нефти.