способ разработки нефтяных месторождений с неоднородными высоко- и низкопроницаемыми коллекторами

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С НЕОДНОРОДНЫМИ ВЫСОКО- И НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, включающий добычу нефти через добывающие скважины и закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, создание высоковязких барьеров путем нагнетания составов реагентов, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку нефтенасыщенных слабопроницаемых участков и застойных зон в пропластках при регулировании внутрипластовых потоков при заводнении состав, объем и концентрацию химреагентов выбирают в зависимости от толщины разнопроницаемых пластов и проектного радиуса установки высоковязкого барьера, составы реагентов, при смещении которых в пласте образуется высоковязкий барьер, закачивают, разделяя буфером, последовательно, а начальной вязкостью составов в зоне образования высоковязкого барьера создают перепад давления, обеспечивающий переток из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, сложенных неоднородными коллекторами и пропластками, эксплуатируемых единым фильтром с применением различных химреагентов.

Известны способы разработки нефтяных месторождений с применением различных методов создания чередующихся загущенных оторочек в пласте и высоковязких систем, направленных на повышение коэффициента нефтеотдачи и снижения фильтрации воды в высокообводненном высокопроницаемом пропластке [1]. Однако указанные технологии не применимы к разработке пластов с высокой неоднородностью по толщине или для залежей, представленных несколькими пропластками и эксплуатируемых единым фильтром.

Наиболее близкий по сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки залежи, включающий закачку гелеобразного состава на основе полимера "Комета", смолы ТЭГ-1 и раствора гипана. Эта технология предусматривает глубокую раздельную продавку порции регулирующего потокоотклоняющего тампона от линии нагнетания с целью увеличения фильтрационного сопротивления в промытой зоне пласта и вовлечения в разработку невырабатываемых зон [2]. Однако данная технология применима только лишь для однопластовых залежей и позволяет создать в пласте загущенные отклоняющие тампоны ограниченной вязкости (до 8-10 мПас). При более высокой вязкости загущенного раствора нагнетание через нагнетательные скважины тампонирующей жидкости не представляется возможным из-за высокого начального фильтрационного сопротивления и чрезмерной нагрузки на силовой насос и эксплуатационную колонну.

Целью изобретения является повышение эффективности регулирования внутрипластовых потоков и вовлечение в разработку слабопроницаемых участков и застойных зон в пропластках.

Достигается это тем, что с целью повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в разработку нефтенасыщенных слабопроницаемых участков и застойных зон в пропластках, при регулировании внутрипластовых потоков при заводнении состав, объем и концентрацию химреагентов выбирают в зависимости от толщины равнопроницаемых пластов и проектного радиуса установки высоковязкого барьера, составы реагентов, при смещении которых в пласте образуется высоковязкий барьер, закачивают, разделяя буфером последовательно, а начальной вязкостью составов в зоне образования высоковязкого барьера создают перепад давления, обеспечивающий переток из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый.

Известно, что в большинстве случаев для пластов и пропластков при площадном, блоковом, избирательном и линейном заводнении в случае внутреннего разрезающего ряда нагнетаемая вода в скважину с зоной ее влияния может с достаточным приближением моделироваться в виде радиального течения.

Однако в силу неравномерного распределения проницаемостей по толщине и площади линии тока нагнетания распределяются в пластах даже с достаточной высокой гидродинамической связью крайне неравномерно. Это наглядно видно из фиг.1, где линии токов от нагнетательной (Н) к добывающим скважинам (D₁-D₆) имеют различные площади охвата заводнением. В связи с этим объемы целиков или зон, не охваченных влиянием закачки, также имеют значительные различия. Так, например, целик Ц_1,6 >> Ц_5,6. Этот эффект усиливается в случае наличия нескольких продуктивных пропластков, имеющих наибольшее распространение на месторождениях. В предлагаемой технологии основные предпосылки делаются на примере двухслойного пласта, механизм которого может быть легко применен и для случая многослойного пласта.

Если в пласт закачивается раствор с высокой вязкостью, то проникновение его в слабопроницаемую и высокопроницаемую части практически пропорционально их отношению проницаемостей.

В случае закачки в пласт с различной проницаемостью отдельных компонентов, загущающихся в пластовых условиях в результате реакции на заданном расстоянии при их смещении, технологически осуществить, как например, изображено на фиг. 1 (заштрихованная зона) не представляется возможным. Это связано с тем, что как первая, так и вторая оторочки будут продвигаться по пропласткам по принципу поршневого вытеснения и необходимого загущенного барьера за счет реакции смешения не образуется. По предлагаемому способу генерирование высоковязкого раствора на заданном расстоянии от линии нагнетания для неоднородных и многослойных коллекторов производится следующим образом.

В пласт последовательно закачивается оторочка раствора 1, оторочка буферной жидкости, оторочка раствора 2 (фиг.2, положение А). Растворы 1 и 2, условно изображенные на фиг. 2 через индексы Р_ас1, Р_ас2, обладают такими свойствами, что при соединении образуют смесь, которая имеет вязкость в несколько раз большую, чем вязкость исходных растворов. Таким образом метод переходит в технологию физико-химического циклического (ФХЦ) заводнения. Этот эффект подтверждается не только в обычных условиях, но и при смешении в пористой среде при реальных пластовом давлении и температуре. Смешение жидкостей в пластовых условиях происходит в результате различных факторов. В частности, в двухслойном пласте это достигается в результате наличия разности скоростей фильтрации в пропластках и вертикального градиента давления. В методах ФХЦ-заводнения указанные градиенты достаточно значительны.

В зависимости от целей и конкретных геолого-физических условий, соотношения проницаемостей, толщины пропластков последовательность закачки растворов меняется, что соответственно вызывает изменения объема буферной жидкости (БЖ). В качестве буферной жидкости можно использовать базовую технологическую среду, например пресная или сточная вода, либо специальную жидкость. Состав, объем и концентрация смешиваемых растворов определяются и зависят главным образом от толщины пласта и проектного радиуса установки высоковязкого барьера. Например, на одном из объектов месторождений Татарии рекомендованы для первой оторочки слабоконцентрированный водный раствор полиакриламида марки "Дэман", для второй - раствор соляной кислоты. При исходной вязкости растворов в 2,5 и 1,8 мПас формируется барьер вязкостью около 40 мПас. Возможно формирование и генерирование высоковязких растворов в пласте и до 200 мПас и выше. Нагнетание исходных растворов закачиваемых компонентов с вязкостью свыше 5 мПас не рекомендуется в силу образования высоких начальных давлений закачки в призабойной зоне нагнетательных скважин. При росте вязкости с 5 до 10 мПас забойное давление возрастает на 132%. Высоковязкий барьер в двухслойном пласте формируется при условии, что часть оторочки раствора 2, движущаяся по высокопроницаемому пропластку, настигает часть оторочки раствора 1, находящуюся в низкопроницаемом пропластке (фиг. 2). При этом в зоне контакта знак и модуль градиента давления между пропластками должны обеспечивать переток из низкопроницаемой части в высокопроницаемую.

Указанные два условия являются физическими предпосылками образования барьера именно в высокопроницаемом пропластке. Моментом контакта считается, когда радиус фронта раствора 2 по высокопроницаемому пропластку становится равным радиусу фронта оторочки 1 по низкопроницаемому пропластку. Назовем этот параметр радиусом барьера R_б. Величина R_б будет зависеть от распределения закачки по пропласткам и, как видно из фиг.2, положение Б, от объемов раствора 1 и буферной жидкости, поступивших в высокопроницаемый пропласток.

Исходная система уравнений по определению зависимости для величины радиуса высоковязкого барьера R_б имеет вид

(1) где r₁, r_ф - период закачки раствора 1 и буферной жидкости;

m, h - пористость и мощность низкопроницаемого пропластка;

m_п, h_п - пористость и мощность высокопроницаемого пропластка;

V_1п - объем жидкости раствоpа 1, поступившей в высокопроницаемый пласт;

V_фп - объем буферной жидкости в высокопроницаемом пласте;

(2)

Для зоны движения оторочки 1 (Р_ас1):

(3)

Для зоны буферной жидкости (БЖ):

(4)

Для зоны оторочки 2 (Р_ас2):

(5)

Для зоны движения базовой технологической жидкости:

(6)

В этих формулах принято

= Q_пdr; = Qdr; = Qdr; = Qdr;

где _пл, ₁, _ф, ₂ - вязкости пластовой нефти, первой оторочки, буферной жидкости и второй оторочки;

К₁, К_п - проницаемость слабопроницаемого и высокопроницаемого пропластков;

R_c, R_к, R_б - радиусы скважины, контура питания и ВВБ;

R - исследуемый радиус барьера;

₂ - период закачки раствора 2.

Численный анализ показывает, что исходная система уравнений (1) - (6) может быть существенно упрощена введением допущения неизменности распределения приемистости во времени.

Это вполне допустимо, если учесть, что фактическая зависимость Q и Q_п имеет вид колебательной функции с небольшой амплитудой. Среднее значение приемистости отдельных пропластков близки к начальным значениям, которые вычисляются по формулам

Q = Q_c; Q_п = _пQ_с; =

_п =

(7) где Q_c - объем закачки суммарный;

₁, _п - константы распределения потоков.

Совместное решение систем (1) и (7) позволяет получить формулу для вычисления объема закачки буферной жидкости в зависимости от необходимого радиуса высоковязкого барьера:

V_фс = - V_7c.

(8)

Расчетная формула для вычисления перепада давления между низковысокопроницаемыми пропластками получается из совместного решения систем (2)-(7) и с дополнительного перепада давления Р_гр, условно отражающего вертикальный массоперенос под действием сил тяжести:

P=P_гр + ln + ₂ln -

- ln + ₂ln + (9)

+ _фln + ₁ln .

Величина Р_гр определяется в зависимости от взаимного расположения пропластков и соотношения плотностей растворов 1 и 2 ( ₁; ₂).

Например, если промытый пропласток расположен в нижней части пласта, а ₁ > ₂, величину дополнительного перепада можно оценить по формуле

Р_гр = g ( ₁ - ₂) Н_гр, (10) где Н_гр - экспериментально определяемый параметр, имеющий положительный знак и размерность длины.

При таком же расположении пропластков, но при _{1 2}:

Р_гр = 0 . (11) В зависимости для Р значения объемов закачки определяются по формулам

V₁ = V _1c; V_ф = V_фс; V₂ = V_2c;

V_1п = _п V_1c; V_фп = _п V_фс; (12)

V_2п = _п V_2c.

Порядок расчета. В зависимости от конкретных условий и характера производственных целей порядок расчета может быть различным. Достаточно распространенным является случай, когда высокопроницаемый промытый пропласток расположен в нижней части пласта, объемы оторочки 1 и 2 заданы. Требуется при этом рассчитать объем буферной жидкости V_ф, который обеспечивает установку высоковязкого барьера (ВВБ) на заданном расстоянии от нагнетательной скважины R_б. В задачу расчета в данном случае входит также выбор последовательности закачки основных растворов, т.к. от этого зависит направление и модуль вертикального градиента давления.

Шаг 1. Определение константы распределения потоков и _п по формулам (7).

Шаг 2. По заданному радиусу барьера R_б рассчитывается необходимый объем закачки буферной жидкости по формуле (8).

Шаг 3. По формулам (12) рассчитываются значения объемов закачки по пропласткам.

Шаг 4. По формуле (9) рассчитывается перепад давления между пропластком в зоне барьера при условии, что оторочка 1 создается из более вязкой жидкости, чем оторочка 2, т.е. при ₁ > ₂.

Шаг 5. Повтор расчета по шагу 4, но при условии, когда первая оторочка формируется из менее вязкой жидкости, т.е. при

₁ < ₂.

Шаг 6. Выбирается вариант, обеспечивающий более высокое значение Р.

Пример расчета. Рассмотрим пример создания высоковязкого барьера (ВВБ) в двухслойном пласте, когда промытый (высокопроницаемый) пропласток расположен в нижней части разреза, а последовательность закачки смешивающихся растворов определяется по результатам расчета вертикального градиента давления.

Исходные данные приведены в табл.1.

Во втором варианте расчетов индексы взаимно меняются. При тех же параметрах пласта рассматриваются закачка полимера марки "Флучан + минерализованная вода", "Гивпан + раствор соли трехвалентного металла", которые при взаимодействии дают хлопьявидные гелеобразные студни с вязкостью 200-250 мПа с, при концентрации полимеров от 0,2 до 5%. Верхний предел концентрации полимеров соответствует для высокопроницаемых терригенных и трещиноватых карбонатных коллекторов.

Расчет

Константа распределения ВП

_п = К_п h_п/(Kh + К_п h_п) =

= 0,457/(0,155 + 0,457) = 0,808.

Константа распределения СП

= Kh/(Kh + K_пh_п) = 0,155/(0,457 +

+0,15 5) = 0,192.

Вариант первый. Последовательность закачки прямая

₁ = 4 мПас; ₁ = 1030 кг/м³;

V_1с = 50 м³.

₂ = 2 мПас; ₂ = 1070 кг/см³;

V_2с = 60 м³.

Требуемый объем буферной жидкости для образования ВВБ



Так как ₁ < ₂, то параметр Р_гр = 0

Объемы жидкостей, поступающих в ВП:

- раствор 1 V_1п = _п V_1с = 0,808 50 =40,4 м³

- буферная жидкость V_фп = _п V_фс = 0,8081397 = 1129 м³

- раствор 2 V_2п = V_2с = 0,808 60 = 48,5 м³

Объемы жидкостей, поступающих в ВП:

- раствор 1 V₁ = V_1с = 0,192 50 = 9,6 м³

- буферная жидкость V_ф = V_фс = 0,192 1397 = 268 м³

- раствор 2 V₂ = V_2с = 0,192 60 = 11,5 м³

Темп поступления жидкостей:

- в ВП Q_п = _п Q_с = 0,808 0,01 = 808 10^-5 м³/с

- в СП Q = Q_с = 0,192 0,01 = 192 10^-5 м³/с

Перепад давления между СП и ВП в зоне ВВБ:



Вариант второй. Последовательность закачки обратная

₁ = 2 мПас; ₁ = 1070 кг/м³;

V_1с = 60 м³

₂ = 4 мПас; ₂ = 1030 кг/м³;

V_2с = 50 м³.

Параметр V_фс:

V_фс = 1387 м³

Так как ₁ > ₂, то параметр Р_гр

Р_гр = g ( ₁ - ₂) Н = 9,81 (1070- 1030)x

x 15 = 5886 Па.

Параметры ВП:

V_1п = 0,808 60 = 48,5 м;

V_фп = 0,808 1387 = 1387 м³;

V_2п = 0,808 50 = 40,4 м³

Параметры СП:

V₁ = 0,192 60 = 11,5 м³;

V_ф = 0,192 1387 = 267 м³;

V₂ = 0,192 50 = 9,6 м³.

Перепад давления:

Р = +3446 Па.

Выбирается вариант второй как вариант, обеспечивающий в зоне ВВБ более высокий перепад давления между СП и ВП.

Аналогичным образом выполняются все расчеты для композиции "Флучан + минерализованная вода" "Гивпан + раствор соли трехвалентного металла".

Выводы по расчетам: для формирования высоковязкого барьера радиусом R_б = = 11 м требуется оторочку 1 создавать из более плотной, но менее вязкой жидкости (раствор 2 в таблице исходных данных), в объем буферной жидкости, закачиваемой между оторочками, должен быть равным V_фс = 1387 м³, а для системы "Флучан + +минерализованная вода" V_фс = 1282 м³, а для системы "Гивпан + раствор соли трехвалентного металла" V_фс = 1217 м³.

Определяется распределение закачки по пластам из очевидного выражения

= = = 4,2 , где Q₁, Q₂ - закачка в высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки, м³/сут Откуда Q₁= = 170 м³ /cут (при темпе закачки =0,01 м³/с из табл.).

Q₂ = 870 - 170 = 700 м^3/сут.

Удельное сопротивление после реагирования и образования гелеобразного студня в первом пропластке и втором пропластках составят (по условию расчета)

= = = 200, = = 30 ,

Соотношение удельных сопротивлений высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков

n = = = 6,6 .

Фактический расход по высокопроницаемому пласту

Q¹_фак = = = 106 м³/сут

По второму пласту Q²_фак = 870 - 106 = 764 м³/сут, или произошло полное изменение фильтрационных потоков.

Реализация технологии. По геолого-промысловым данным и анализу разработки месторождений выбирается нагнетательная скважина с преобладающим направлением фильтрации воды на добывающие скважины.

В скважину опускается пакер, опрессовывается эксплуатационная колонна на 1,25 Р_раб, проводится комплекс гидродинамических исследований, включающий также и снятие профиля приемистости. Затем на устье устанавливается агрегат (ЦА-320 или АН-700) и закачивается из водовозов приготовленный компонент первого раствора соответствующей плотности и вязкости в расчетном объеме. Закачка может производиться и от КНС в случае соответствующей обвязки. Агрегат отключается и скважина запускается под закачку обычной технологической жидкости соответствующей плотности расчетного объема. Затем через агрегат закачивается компонент второго раствора с заданной плотностью и вязкостью в расчетном объеме. Скважина запускается под закачку буферной жидкости. При достижении второй оторочки по высокопроницаемому пропластку первой оторочки в низкопроницаемой части, скважина может быть временно на 10-15 сут остановлена или переведена под закачку с расходом (0,2-0,4)Q_зак.

Это делается с целью повышения эффективности вертикального массопереноса первого раствора в высокопроницаемый пропласток. Далее цикл повторяется в виде чередующихся фаз.

Экономическая эффективность технологии. Экономическая эффективность от реализации технологии складывается из:

снижения объема закачки на месторождении за счет ограничения непроизводительной закачки по высокопроницаемым зонам;

дополнительной добычи нефти из слабопроницаемых, застойных зон и целиков;

снижения добычи жидкости из скважин;

снижения объема транспорта и сепарации жидкости;

снижения подготовки жидкости на узлах подготовки нефти и воды;

снижения объемов перекачки сточной воды на объем недобытой воды от узла подготовки воды до КНС.

Дополнительные затраты:

на разработку технологии и технологическую документацию;

на закачку загущающих компонентов в нагнетательные скважины;

на приобретение и поставку химреагентов.

По объединению "Юганскнефтегаз" эффективность от применения методов воздействия на пласт, отнесенная к дополнительной добыче, нефти имеет положительный знак, поэтому оценка эффективности по позициям 2, 3, 4 не производится, как факт очевидный.

Приведем оценку по позициям 1, 5, 6 на примере Усть-Балыкского месторождения.

Исходные данные для расчета приведены в табл.2.