способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии путем водогазо-гидродинамического воздействия при периодическом изменении дисперсности газовой фазы

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающий установление характера распределения текущих нефтенасыщенных толщин или текущей нефтенасыщенности пласта-коллектора, периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений нефтенасыщенных толщин или нефтенасыщенности, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений нефтенасыщенных толщин или коэффициента нефтенасыщения, на форсированных режимах отбора жидкости, закачку через нагнетательные скважины водогазовой дисперсной смеси (ВГДС), состоящей из пластовой воды и диспергированного в ней очищенного нефтяного газа, отличающийся тем, что закачку ВГДС осуществляют, периодически изменяя степень ее дисперсности: сначала - закачку ВГДС с размерами газовых пузырьков, соизмеримыми с размером поровых каналов, промытых водой, до тех пор, пока обводненность добываемой продукции снизится на 2-6,1%, затем - закачку ВГДС с размерами газовых пузырьков, соизмеримыми с размерами капиллярных и субкапиллярных нефтесодержащих поровых каналов, до тех пор, пока обводненность добываемой продукции после указанного снижения повысится на 0,5-2,5%, сохраняя указанное периодическое изменение степени дисперсности ВГДС в течение всего периода ее закачки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Проблема повышения полноты выработки запасов является актуальной задачей на протяжении всего периода существования нефтяной промышленности. Задача эта адресная - она решается по-разному для различных геолого-промысловых условий разрабатываемых объектов в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, строения продуктивных горизонтов, структуры остаточных запасов нефти и состояния разработки.

Применительно к поздней стадии разработки, в связи со сложностью процесса вытеснения нефти водой из заводненного пласта в условиях высокой обводненности добываемой продукции и локализацией невыработанных запасов в низкопроницаемых коллекторах, при долговременной эксплуатации скважин и по этой причине далеко не качественном их техническом состоянии задача повышения эффективности выработки запасов приобретает особую актуальность.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие [B.C.Орлов. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.: Недра, 1973 г., с.13]. Способ не позволяет добывать нефть в отмеченных горно-геологических условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий один из отличительных признаков, свойственный предлагаемому способу - это способ разработки нефтяной земли, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины [М.Л.Сургучов. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 г., с.143-149]. Этот способ позволяет извлечь из залежи большее количество нефти за счет изменения направления фильтрационных потоков, обуславливаемого нестационарным характером закачки воды. Однако и он не обеспечивает извлечение нефти из всех многочисленных прослоев пласта-коллектора.

Способ, предусматривающий циклическое воздействие на залежь периодической закачкой воды и выравнивание фильтрационных свойств продуктивного разреза в нагнетательных скважинах [Способ разработки нефтяной залежи. Патент РФ №2087686. Лейбин Э.Л., Боксерман А.А. и др.], а также способ [Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Патент Р.Ф. №2132939. Боксерман А.А., Гумерский Х.Х., Джафаров И.С., Кашик А.С., Лейбин Э.Л.] по своей сущности очень близки, но несмотря на некоторое сходство с предлагаемым решением лишены технологических приемов по управлению работой добывающих скважин.

Определенное сходство с предлагаемой технологией имеет способ разработки [Способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения. Патент РФ №2060365. Лейбин Э.Л., Шарифуллин Ф.А. и др.]. Этот способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения предусматривает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, установление характера распределения нефтенасыщенных толщин (толщин пласта выше заводненного интервала продуктивного горизонта), периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений нефтенасыщенных толщин, и эксплуатацию на форсированных режимах добывающих скважин, расположенных в зонах с повышенными текущими нефтенасыщенными толщинами. Однако и этот способ не обеспечивает извлечение нефти из всех многочисленных прослоев разнопроницаемого пласта, имеющего и монолитное, и слоистое строение. Отдельные прослои и скопления нефти в виде целиков оказываются невыработанными.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии путем газо-гидродинамического воздействия [Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии путем газогидродинамического воздействия. Патент РФ №2236573 (прототип) Лейбин Э.Л., Шарифуллин Ф.А., Заничковский Ф.М., Максутов Р.А.]. Этот способ предусматривает реализацию тех же действий на добывающих и нагнетательных скважинах, что и предыдущий способ, но в дополнении к предыдущему способу для обеспечения большего охвата и вытеснения нефти из многочисленных участков пласта с наличием нефтесодержащих прослоев и невыработанных целиков нефти он предусматривает воздействие на залежь закачкой водогазовых мелкодисперсных смесей через нагнетательные скважины. Этот способ принимается в качестве прототипа.

Известно, что коэффициент нефтеизвлечения даже для хороших коллекторов редко превышает 0,5-0,6. Это значит, что 40-50% запасов нефти остаются в пласте в виде скоплений, неохваченных процессом вытеснения, и в виде недовытесненной нефти из пор, промытых водой. Коэффициент вытеснения обычно тоже не превышает 0,5-0,6-0,65.

Анализ характера распределения недоизвлеченной нефти в заводненном объеме высокопроницаемого пласта АВ4-5 на Самотлорском месторождении показал различные формы локализации невыработанных запасов.

Поэтому-то для повышения выработки запасов необходим технологический комплекс, который бы обеспечивал повышение нефтеизвлечения как за счет увеличения охвата воздействием, так и за счет увеличения коэффициента вытеснения. Существенный вклад в решение этой задачи в рассматриваемом способе разработки вносит закачка водогазовых мелкодисперсных смесей.

При долговременном воздействии на залежь через нагнетательные скважины различными рабочими агентами пласт промывается (вырабатывается) неравномерно, и с разной полнотой происходит вытеснение из пор нефти. Формируются более и менее промытые зоны и области пласта. С течением времени эти создавшиеся в более ранний период разработки разновырабатываемые части пласта будут оформляться все более рельефнее, так же как и создавшиеся "более предпочтительные" и "менее предпочтительные" пути фильтрации. Такое положение снижает результативность воздействия даже при воздействии на залежь эффективными способами, в том числе и изменением направления фильтрационных потоков.

Для повышения полноты извлечения недоизвлеченных запасов нефти, локализованных в заводненном объеме, в виде сложных форм необходима минимализация указанного различия и обеспечение равномерного вытеснения недоизвлеченной нефти, в том числе и при газогидродинамическом воздействии, причем как за счет повышения степени охвата процессом вытеснения, так и за счет повышения полноты вытеснения. Эта задача решается настоящим изобретением.

Технический результат изобретения - повышение нефтеизвлечения как за счет увеличения охвата процессом воздействия, так и за счет увеличения коэффициента вытеснения.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающем установление характера распределения текущих нефтенасыщенных толщин или текущей нефтенасыщенности пласта-коллектора, периодическую эксплуатацию высокообводненных скважин, находящихся в зонах пониженных значений нефтенасыщенных толщин или нефтенасыщенности, эксплуатацию скважин, находящихся в зонах повышенных значений нефтенасыщенных толщин или коэффициента нефтенасыщения, на форсированных режимах отбора жидкости, закачку через нагнетательные скважины водогазовой дисперсной смеси ВГДС, состоящей из пластовой воды и диспергированного в ней очищенного нефтяного газа, отличающийся тем, что закачку ВГДС осуществляют, периодически изменяя степень ее дисперсности: сначала - закачку ВГДС с размерами газовых пузырьков, соизмеримыми с размером поровых каналов, промытых водой, до тех пор пока обводненность добываемой продукции снизится на 2-6,1%, затем - закачку ВГДС с размерами газовых пузырьков, соизмеримыми с размерами капиллярных и субкапиллярных нефтесодержащих поровых каналов, до тех пор, пока обводненность добываемой продукции после указанного снижения повысится на 0,5-2,5%, сохраняя указанное периодическое изменение степени дисперсности ВГДС в течение всего периода ее закачки.

Таким образом, сначала закачивают менее диспергированную водогазовую смесь с размерами газовых пузырьков, соизмеримых с размерами пор промытых водой поровых каналов (размеры пор в пласте в силу крайней литологической неоднородности колеблятся в широком диапазоне от 5 мкм в мелкозернистых алевролитах, до 100-150 мкм в средне-крупнозернистых песчаниках), препятствуя тем самым поступлению в них закачиваемой потом (после закачки менее диспергированной смеси) более диспергированной водогазовой смеси, основным предназначением которой является вытеснение нефти из капиллярных и субкапиллярных нефтесодержащих поровых каналов. Вновь закачивают менее диспергированную водогазовую смесь для снижения проводимости уже других сложившихся и промытых путей фильтрации,

По сути предложен новый подход к газоводяному воздействию путем периодической закачки разнодиспергированных водогазовых смесей.

Использование диспергированной водогазовой смеси в отличие от традиционного водогазового воздействия имеет ряд технических и технологических преимуществ. К техническим преимуществам следует отнести устойчивость диспергированной системы - возможность ее доведения до пласта без утечек в негерметичности насосно-компрессорных труб и эксплуатационных колонн тем более на длительно разрабатываемых месторождениях. Технологические преимущества связаны с изменениями реологических свойств вытесняющего и вытесняемого агентов. Так вытесняющий агент в несколько раз увеличивает вязкостную характеристику, а вытесняемый флюид уменьшает вязкость. В результате обеспечивается более равномерный фронт вытеснения, исключаются прорывы газа и обеспечивается больший охват процессом вытеснения.

Пример конкретного выполнения способа.

Нефтяная залежь (блок самостоятельной разработки) имеет следующие характеристики:

- размеры 4×4 км;

- толщина пласта - 40 м;

- проницаемость коллекторов изменяется от десятков милли Дарси до 2-х Дарси;

- вязкость пластовой нефти - 1,2 с·Пз;

- давление насыщения нефти газом - 13,0 МПа;

- начальное пластовое давление - 18.0 МПа.

Степень диспергирования должна быть такой, чтобы образовавшиеся пузырьки газа обладали размерами, не препятствующими их проникновению в поры пласта-коллектора.

Размеры пузырьков - степень диспергирования - зависит от скорости струй газа и воды. Этот параметр рассчитывается и доводится до нужных значений в процессе стендовых испытаний диспергатора. Для конкретных геологических условий пласта АВ4-5, на примере которого реализуются опытные работы, на первом этапе размеры пузырьков должны быть в диапазоне значений 10-40 мкм.

Закачку воды для создания мелкодисперсной водогазовой системы производили при забойных давлениях до 24 МПа. Давление на забое нагнетательных скважин, при котором образуются техногенные трещины, по данным гидродинамических исследований скважин составило 25,0-27,0 МПа. Таким образом, давление закачки на 1-3 МПа было ниже давления раскрытия трещин.

Разработка участка по базовому варианту, т.е. по методу, принятому в качестве прототипа, осуществлялась в течение года. Основные технологические показатели разработки по базовому и предлагаемому вариантам даны в таблице (таблица 1). По обоим сравниваемым вариантам принята одинаковая продолжительность работ (12 месяцев). Кроме того, период реализации рекомендуемого варианта разбит на 3 этапа. В каждом этапе выделены по два периода: первый период продолжительностью в 1 месяц для проведения работ по закачке менее диспергированной водогазовой смеси с размерами газовых пузырьков 10-40 мкм и второй период продолжительностью в 3 месяца, в течение которого реализовывалось водогазовое воздействие путем закачки мелкодисперсной водогазовой смеси с размерами газовых пузырьков 5-10 мкм. Каждый такой второй период оканчивался после повышения обводненности добываемой продукции на 1,0; 1,5; и 2,5% соответственно для первого, второго и третьего этапов. После чего осуществлялась закачка менее диспергированной смеси. Из приведенных технологических показателей (таблица 1) следует:

- За одно и то же время разработки (1 год) в базовом варианте обводненность увеличилась на 5,1% и достигла 90,1%. При разработке по рекомендуемому способу обводненность была стабилизирована на уровне 82-85%.

- За одно и то же время по рекомендуемому варианту добыто нефти на 102 т.т. больше, чем по базовому (421,26 т.т. против 319,5 т.т. или на 32%).

Таблица 1
Результаты реализации предлагаемого способа в сравнении с показателями базового способа разработки.
Технологические показатели	Базовый вариант			Предлагаемый способ ВГМДС
				1 этап			2 этап			3 этап
	ВГМДС			ВГМДС	ВГМДС (Д=5-10 мкм)		ВГМДС	ВГМДС (Д=5-10 мкм)		ВГМДС Д = мкм 10-40	ВГМДС (Д=5-10 мкм)
	начало этапа		окончание этапа	Д = мкм 10-40	начало	окончание	Д = мкм 10-40	начало	окончание		начало	окончание
Сроки работ по этапам	1,01		31,12	1,01-31,01	1,02	30,04	1,05-31,05	1,06	30,08	1,09-30,09	1,10	31,12
Добыча жидкости, т.т.	2566,8			213,9	641,7		213,9	641,7		213,9	641,7
Добыча нефти, т.т.	319,56			27,8	99,46		35,3	110,6		37,4	110,7
Обвод ценность, %	85,0	90,1		90,1-84,0	84,0	85,0	85,0-82,0	82,0	83,5	83,5-81,5	81,5	84
Продолжит. этапа, мес.	12			1	3		1	3		1	3
Снижение Рпл., МПа				1,5			1,0			1,2