способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через эксплуатационные скважины и закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в качестве водогазовой смеси используют подземные естественные водогазовые смеси продуктивного горизонта и/или нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну, а извлечение подземной естественной водогазовой смеси и ее нагнетание в пласт осуществляют жестко-герметичной системой межскважинной перекачки, причем общее содержание углеводородных газов в подземной естественной водогазовой смеси составляет 60 - 80%, из них этана и других углеводородов 7 - 20%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку вытесняющего агента в пласт через нагнетательные скважины и извлечение нефти через добывающие скважины. В качестве вытесняющего агента используют воду (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 37-116).

Однако известный способ недостаточно эффективен, коэффициент нефтеотдачи пластов не превышает 30-40%.

Известен способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки водогазовой смеси, полученной путем аэрации, в нагнетательные скважины и извлечение нефти через добывающие скважины.

К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси зависит от пластовых условий. Например, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закачиваемого газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз (Ефремов Е.П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения// Нефтяное хозяйство, 1986, N 12, с.36-40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что уменьшает охват нефтяного пласта воздействием. Имеет место также опасность расслоения водогазовой смеси и прорыв газа в добывающие скважины.

Наиболее близким к заявленному способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку водогазовой смеси, образованной путем эжекции, в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, причем степень аэрации водогазовой смеси в начале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронта вытеснения добывающих скважин, степень аэрации повышают в 2-5 раз, до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза, после чего повышают давление нагнетания в 1,1-1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости (патент РФ N 2088752, МКл 6 E 21 В 43/20, публ. 1997 г.).

Недостатком способа является то, что он требует дополнительных затрат на аэрацию для получения водогазовой смеси, а также сложность технологии осуществления способа.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является создание технологии разработки нефтяной залежи с использованием имеющихся на месторождении оборудования и естественного подземного реагента - водогазовой смеси с определенными параметрами.

Поставленная изобретением задача решается так, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через эксплуатационные скважины и закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, в качестве водогазовой смеси используют подземные естественные водогазовые смеси продуктивного горизонта и/или нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну, а извлечение подземной естественной водогазовой смеси и ее нагнетание в пласт осуществляют жестко-герметичной системой межскважинной перекачки, причем общее содержание углеводородных газов в подземной естественной водогазовой смеси составляет 60-80%, из них этана и других углеводородов 7-20%. Температура данных водогазовых смесей составляет - 20-25^oC, вязкость от 2,8 до 6,9 мПас.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, когда изученность продуктивных коллекторов, нефти и естественных подземных водогазовых смесей высока и основные их параметры известны, а эффективность применения традиционных методов по слабопроницаемым глинистым коллекторам, линзам, тупиковым зонам низка, данный способ позволяет увеличить дебит нефти. Наибольший эффект по добыче нефти достигается на невыработанных участках с различными характеристиками коллекторов, изначально низкими пластовыми давлениями, на скважинах, обладающих слабой приемистостью.

Данный способ можно также использовать при разработке сильно обводненных неоднородных пластов, где для предотвращения прорыва закачиваемой водогазовой смеси к добывающим скважинам проводят изоляцию высокопроницаемых зон. Технология закачки подземной естественной водогазовой смеси, ее доставки в неизменном виде к месту закачки проводится с использованием жестко- герметичной системы межскважинной перекачки (МПС). На невыработанных ранее участках и зонах систему МПС создают на основе ограниченного количества водозаборных и нагнетательных скважин, как вновь освоенных под закачку, так и использованных старых. Под забор воды осваивают или углубленные на нижние водоносные горизонты скважины неработающего старого фонда и выведенные в другие категории (контрольные, законсервированные, физически ликвидированные), или новые скважины, не имеющие объектов для рентабельной эксплуатации. Применение заявляемого способа разработки нефтяной залежи позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти, при котором подвижность (вязкость) вытесняющего агента - подземной естественной водогазовой смеси данного продуктивного горизонта и/или нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну, равна подвижности (вязкости) вытесняемой нефти, а использование жестко-герметичной системы МСП подземной естественной водогазовой смеси позволяет поддерживать пластовое давление и сохранить естественные характеристики смеси, а именно: содержание солей, газов, вязкость, плотность и температуру, что обеспечивает ее совместимость как со средой разрабатываемого горизонта, так и флюидами, находящимися в данном горизонте, что снижает отрицательное воздействие на среду пласта, выражающегося в разрушении карбонатной составляющей, выпадении солей или набухания глин.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки нефтяной залежи за счет использования подземных естественных водогазовых смесей данной залежи, добываемых из пласта и вновь закачиваемых в пласт с использованием жестко-герметичной системы МСП.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего высокими показателями при разработке нефтяной залежи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретный пример его эффективного использования.

Рассмотрим пример реализации способа на конкретной залежи нефти Ромашкинского месторождения, характеризующейся многопластовым строением продуктивного горизонта. Разрабатывают залежь заводнением, при снижении эффективности выявляют зоны, не охваченные воздействием, такие как тупиковые линзы, слабопроницаемые и глинистые коллектора, где применение традиционных методов разработки неэффективно. Для выработки таких зон используют подземные естественные водогазовые смеси продуктивного горизонта и/или водогазовые смеси нижележащих горизонтов, относящихся к единому гидродинамическому бассейну.

Проводят отбор водогазовых смесей и их анализ. В таблице 1 приводим данные по исследованию водогазовых смесей, добытых из водозаборных скважин рассматриваемого горизонта. Из приведенных данных видно, что водогазовые смеси данного горизонта представляют собой естественные водогазовые смеси с содержанием в них от 67,8 до 76,5% растворенных газов нефтяного ряда, от 0,1 до 1,19% углекислого газа и от 10,3 до 29,6% азота, температура смесей колеблется от 13 до 26^oC. Отбор водогазовой смеси, доставку ее в неизменном виде к месту использования и закачку в нагнетательные скважины осуществляют с использованием жестко-герметичной системы МСП. В таблице 2 приведены данные по разработке данного горизонта за последний год.

Под нагнетание водогазовой смеси отбирают добывающие скважины из неработающего фонда, ремонтируют их, проводят очистку скважины и призабойной зоны повторно перфорируют. Далее определяют давление, при котором скважины обладают максимальной приемистостью. Затем выбирают водозаборные скважины с учетом того, чтобы между нагнетательными и водозаборными скважинами было не более 100 - 200 метров. Данное расстояние оптимально для поддержания пластового давления, которое в среднем составляет 8,0 - 14,0 мПас, а также для сохранения температуры водогазовых смесей. В рассматриваемом примере на 58 водозаборных скважин приходится 111 нагнетательных скважин. Применение заявляемого способа на данном продуктивном горизонте приводит к дополнительной добыче нефти на 59,4 тыс.т (см. табл. 2). При достижении обводненности добываемой продукции до 98 - 99% переходят к разработке других зон, не охваченных воздействием.

Предлагаемый способ обладает следующими технико-экономическими преимуществами: закачиваемые подземные естественные водогазовые смеси совместимы с водами разрабатываемого горизонта, что не оказывает отрицательного воздействия на породу и на нефть; они не вызывают коррозию нефтепромыслового оборудования; для применения заявляемого изобретения используют оборудование и технологические коммуникации, применяемые в уже существующих схемах организации добычи нефти и поддержания пластового давления; а также высокая степень разбуренности, наличие большого количества скважин, не используемых в добыче, позволяет выбрать наиболее экономичный вариант для организации нефтедобычи из слабопроницаемых и тупиковых зон, линз, глинистых коллекторов, где применение существующих методов разработки неэффективно.