способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты)

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды, отличающийся тем, что при низком коэффициенте песчанистости и большой расчлененности пласта закачку горячей воды осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры ее кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

2. Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта рабочего агента - водогазовой смеси ВГС, отличающийся тем, что при высоком коэффициенте песчанистости и низкой расчлененности пласта закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, используют ВГС, полученную диспергированием горячей воды с газом до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с газовой шапкой.

Известен способ разработки нефтегазовых месторождений, в котором для создания водяного барьера на первом этапе разработки используют холодную воду, закачиваемую в область газонефтяного контакта (ГНК) [SU 1220402, Е21В 43/24, 1983]. Закачка холодной воды приводит к снижению температуры в области ГНК и существенному увеличению вязкости нефти. Возрастание вязкости нефти в области ГНК препятствует перетоку нефти из нефтенасыщенной части пласта в газонасыщенную. В последующем для вытеснения нефти используют теплоноситель, который закачивают в нефтенасыщенную часть пласта, а созданную тепловую оторочку затем проталкивают на завершающем этапе разработки путем нагнетания холодной воды.

При таком способе разработки эффективное вытеснение нефти из области пласта, прилегающей к ГНК, обеспечивается только к концу срока разработки, что приводит к его увеличению, кроме того, темпы извлечения нефти падают из-за повышения вязкости нефти.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды или водогазовой смеси [RU 2049913, Е21В 43/22, 1995].

Недостатком способа является то, что при его применении не обеспечивается максимальный коэффициент охвата по площади.

Задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти за счет уменьшения ее вязкости с начального этапа разработки с обеспечением максимального коэффициента охвата по площади.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, включающем разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды, при низком коэффициенте песчанистости и большой расчлененности пласта закачку горячей воды осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры ее кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

Так же поставленная задача решается по другому варианту за счет того, что в способе разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой, включающем разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта рабочего агента - водогазовой смеси ВГС, при высоком коэффициенте песчанистости и низкой расчлененности пласта закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, используют ВГС, полученную диспергированием горячей воды с газом до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.

Сущность предложенного способа заключается в следующем. Горячую воду нагнетают в область ГНК для создания барьера между нефтью и газом. Вода, имеющая значительно большую плотность по сравнению с газом, стремится растекаться вдоль ГНК, предотвращая тем самым прорывы газа в добывающие скважины и благодаря чему теплоносителем охватывается почти вся площадь ГНК. При предлагаемой технологии прогревается почти весь нефтенасыщенный пласт с уменьшением вязкости нефти и, соответственно, повышением нефтеотдачи. С целью повышения охвата пласта горячей водой для закачки используют горизонтальные нагнетательные скважины. Температура горячей воды должна быть выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения воды при давлении на устье нагнетательной скважины, чтобы предотвратить образование пара. Если в области ГНК в продуктивном пласте существует непроницаемая перемычка между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, то горизонтальную нагнетательную скважину располагают непосредственно над добывающей для того, чтобы ускорить прогрев ее призабойной зоны. За счет такого расположения увеличивается дебит добывающей скважины. Если непроницаемая перемычка в области ГНК отсутствует, то горизонтальную нагнетательную скважину располагают между добывающими, чтобы предотвратить преждевременный прорыв вытесняющего агента.

На залежах нефти с относительно низкими значениями песчанистости и высокими показателями расчлененности прогрев пласта за счет барьерного заводнения горячей водой будет медленным. Чтобы увеличить темпы разработки залежи и повысить охват пласта горячей водой, ее закачку проводят как в область ГНК, так и в нефтенасыщенные пропластки. Для такого варианта используют горизонтальные скважины сложного профиля, т.е. горизонтальный забой должен иметь волнистую форму, например подобную синусоиде. Верхние части такой скважины должны вскрывать газовую шапку в области ГНК, нижние части должны вскрывать все нефтенасыщенные пропластки. Закачиваемая горячая вода поступает из нагнетательной скважины сначала в область ГНК, где фильтрационные сопротивления наименьшие, а затем по мере прогрева продуктивного пласта она начинает поступать в нефтенасыщенные пропластки. За счет такого варианта технологии достигается большая промывка горячей водой нефтенасыщенных пропастков и увеличивается нефтеотдача.

При высокой песчанистости нефтенасыщенной оторочки и малой расчлененности пласта возможны быстрые прорывы горячей воды к горизонтальным добывающим скважинам. Чтобы уменьшить вероятность прорывов, горячую воду диспергируют с газом до образования мелкодисперсной водогазовой смеси с плотностью меньше плотности нефти. За счет своей низкой плотности мелкодисперсная водогазовая смесь «плавает» на нефтяной оторочке, реализуя эффективное барьерное заводнение и, соответственно, уменьшая обводненность добываемой продукции. Кроме того, за счет сосредоточения подогретой МВГС вдоль ГНК осуществляется эффективный подогрев нефтенасыщенной части пласта, увеличивающий нефтеотдачу.

Охват пласта горячей водой или подогретой МВГС можно увеличить за счет использования нагнетательных скважин с горизонтальными стволами.

Расчлененность и песчанистость пластов характеризуются следующим образом.

Песчанистость всегда меньше единицы. Значения коэффициента песчанистости менее 0,5 говорят о низкой песчанистости, поскольку из общей толщины пласта менее половины является проницаемой. Если коэффициент песчанистости выше 0,5, то ее характеризуют как высокую.

Расчлененность пласта меняется в очень широких пределах: от 1 до 30 и более. К пластам с высокой расчлененностью относят пласты со значением коэффициента расчлененности больше 3. К пластам с низкой расчлененностью относят пласты со значением коэффициента расчлененности менее 3.

Ниже приведены примеры конкретного осуществления способа.

Пример 1.

Средняя глубина залегания нефтяной оторочки - 900 м; средняя нефтенасыщенная толщина - 10 м; средняя газонасыщенная толщина - 50 м; средняя пористость - 0,3; средняя нефтенасыщенность - 0,6; средняя проницаемость - 0,2 мкм²; пластовая температура - (+33°С); пластовое давление 9 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях - 200 мПа·с; плотность нефти в стандартных условиях - 945 кг/м³. Залежь характеризуется высокой расчлененностью (коэффициент расчлененности - 5,6) и низким коэффициентом песчанистости (0,4). Для предотвращения прорывов газа из газовой шапки к добывающим скважинам в область газонефтяного контакта (ГНК) пробурены горизонтальные нагнетательные скважины, через которые закачивается горячая вода. Давление на устье нагнетательной скважины составляет 2 МПа, поэтому во избежание вскипания воды ее нагревали до температуры 200°С. Поскольку в области ГНК между газовой шапкой и нефтяной оторочкой присутствует непроницаемая перемычка, то горизонтальные нагнетательные скважины располагают над горизонтальными добывающими скважинами, пробуренными в нефтяной оторочке. За счет такого расположения нагнетательных скважин прогревается призабойная зона добывающих скважин, дебиты которых существенно возрастают. За счет закачки горячей воды (200°С) в область ГНК с использованием горизонтальных нагнетательных скважин удалось добиться высокой их приемистости и охвата пласта рабочим агентом. Благодаря реализации этого способа удалось избежать прорывов газа из газовой шапки в добывающие скважины и повысить конечную нефтеотдачу на 10 абсолютных процентов (пунктов) по сравнению с решением по прототипу.

Пример 2.

Средняя глубина залегания продуктивного пласта - 600 м; средняя нефтенасыщенная толщина - 30 м; средняя газонасыщенная толщина - 80 м; средняя пористость - 0,2; средняя нефтенасыщенность - 0,75; средняя проницаемость - 0,4 мкм; пластовое давление - 5,8 МПа; средняя пластовая температура - 28°С; вязкость нефти в пластовых условиях - 600 мПа·с; плотность нефти при стандартных условиях - 960 кг/м³. Залежь характеризуется высокой расчлененностью (коэффициент расчлененности - 6,8) и низким коэффициентом песчанистости (0,3).

Залежь нефти эксплуатируется пологими горизонтальными скважинами. Между горизонтальными скважинами пробурены горизонтальные нагнетательные скважины сложного профиля. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины вскрывает все нефтенасыщенные пропластки и газовую шапку в области ГНК. В нагнетательные скважины закачивается горячая вода. Давление на устье нагнетательной скважины составляет примерно 1 МПа, поэтому чтобы предотвратить вскипание горячей воды, ее температуру ограничивают - 150°С. На первом этапе разработки горячая вода поступает главным образом в газовую шапку. Затем по мере прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины закачиваемая вода поступает в нефтяную оторочку.

За счет высокого охвата пласта горячим рабочим агентом достигается более равномерный прогрев нефтенасыщенного объема пласта. В результате средние дебиты добывающих скважин по нефти возрастают на 40%, а конечная нефтеотдача увеличивается на 5 пунктов (абсолютных процентов) по сравнению с прототипом. Срок разработки залежи нефти сократился в 1,5 раза.

Пример 3.

Средняя глубина залегания продуктивного пласта - 900 м; средняя нефтенасыщенная толщина - 15 м; средняя газонасыщенная толщина - 70 м; средняя пористость - 0,35; средняя нефтенасыщенность - 0,65; средняя проницаемость - 0,35 мкм ²; пластовая температура - 36°С; пластовое давление - 8,8 МПа; вязкость нефти в пластовых условиях - 250 мПа·с; плотность нефти в стандартных условиях - 945 кг/м ³. Залежь характеризуется высоким коэффициентом песчанистости (0,95) и практически отсутствием расчлененности (коэффициент расчлененности - 1,1).

Для предотвращения прорывов газа из газовой шапки в горизонтальные добывающие скважины, эксплуатирующие нефтяную оторочку, через горизонтальные нагнетательные скважины в область газонефтяного контакта (ГНК) закачивается мелкодисперсная смесь горячей воды и углеводородного газа. Поскольку давление на устье нагнетательных скважин составляет 1,5 МПа, то воду подогревают до температуры 150°С. При такой температуре вода не закипает и не образуются гидраты при диспергировании углеводородного газа. Объемное содержание газа в смеси составляет 25%.

Плотность мелкодисперсной водогазовой смеси (805 кг/м³ ) существенно меньше, чем плотность пластовой нефти (930 кг/м), поэтому вероятность образования водяных конусов снижается, а охват пласта теплоносителем увеличивается.

За счет такой технологии конечная нефтеотдача возрастает на 5 пунктов (абсолютных процентов).