RU2019686C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Залежь с трешино-поровым типом коллектора до закачки окислителя разрабатывают на режиме растворенного газа до возможности осуществления фильтрации газообразного окислителя по низкопроницаемым зонам с расходом, необходимым для поддержания устойчивого процесса горения в пласте. Залежь разрабатывают на режиме растворенного газа до достижения относительной фазовой проницаемости низкопроницаемых зон, определяемой по формуле. Дополнительно периодически в пласт нагнетают воду в количестве, необходимом для поддержания градиентов давления, обеспечивающих фильтрацию газообразного окислителя по низкопроницаемым зонам. После прорыва газообразного окислителя добывающее скважины попеременно с газообразным окислителем в пласт закачивают воду в количестве, равном объему трещин пласта. До начала закачки окислителя в пласт подают теплоноситель в количестве, равном 0,5 - 5,0 объема трещин коллектора. 4 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением газообразных окислителей.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения. Этот способ позволяет резко повысить нефтеотдачу на залежах вязких нефтей. К недостаткам этого способа относится низкий охват пласта закачиваемым окислителем (воздухом или кислородом). Из-за прорывов окислителя к добывающим скважинам уменьшается нефтеотдача и снижается безопасность процесса, так как возможны взрывы в добывающих скважинах и системе сбора.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с помощью влажного внутрипластового горения. При реализации этого способа тепло, остающееся позади фронта горения, переносится закачиваемой водой по направлению к добывающим скважинам. Благодаря такой технологии осуществляется прогрев пласта перед фронтом горения, который увеличивает устойчивость фронта горения и снижает количество сгорающего топлива. Недостатком этого способа является необходимость поддержания темпа закачки воды на высоком уровне, что невозможно в малопроницаемых неоднородных коллекторах, где вода и воздух фильтруются по различным зонам.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем сочетания закачки теплоносителя и окислителя. При этом способе достигается высокая безопасность процесса при разработке неоднородных коллекторов, так как окислитель фильтруется в прогретой зоне и активно взаимодействует с нефтью [1]. Недостатком этого способа является необходимость поддержания высоких темпов закачки теплоносителя на протяжении практически всего срока разработки для прогрева значительных объемов пласта, что невозможно сделать в малопроницаемых коллекторах. Кроме того, из-за больших теплопотерь в стволе нагнетательной скважины эффективность метода резко снижается в глубокозалегающих залежах.

Целью изобретения является повышение эффективности процесса внутрипластового горения в трещино-поровом коллекторе и повышение безопасности процесса за счет исключения возможности фильтрации кислорода по трещинам.

Эта цель достигается благодаря эксплуатации залежи на режиме растворенного газа до момента, при котором газонасыщенность малопроницаемых зон достаточна для обеспечения приемистости нагнетательной скважины по газообразному окислителю. Момент прекращения эксплуатации залежи на режиме растворенного газа можно определить, руководствуясь следующим соотношением:
K_г(S_г)≥

,
(1) где К_г (S_г) - относительная фазовая проницаемость блоков по газу; S_г - газонасыщенность блоков; Q - расход газообразного окислителя, необходимый для поддержания в пласте процесса горения; μ - вязкость газообразного окислителя; R - половина расстояния между скважинами; r - приведенный радиус нагнетательной скважины; К_б - средняя абсолютная проницаемость блоков; h - эффективная толщина пласта; Р_н - давление нагнетания окислителя; Р_пл - среднее пластвоое давление при нагнетании окислителя.

Попеременно с газообразным окислителем в пласт нагнетают воду, чтобы поддержать градиенты давления, необходимые для поддержания горения в блоках. При прорывах кислорода по трещинам в пласт подают воду в количестве, равном объему трещин пласта. С целью повышения газопроницаемости блоков до начала закачки окислителя в пласт подают теплоноситель в объеме, равном 0,5-5 объема трещин коллектора.

Способ осуществляют следующим образом. Залежь с трещинно-поровым типом коллектора эксплуатируют сначала на режиме растворенного газа. При истощении коллектора давление в нем падает, трещины частично смыкаются, а средняя проницаемость уменьшается. Снижение проницаемости пласта происходит за счет падения проводимости трещин, а абсолютная проницаемость блоков практически не изменяется. Фазовая проницаемость блоков по газу по мере разгазирования нефти возрастает. Необходимо эксплуатировать залежь на режиме растворенного газа до такого момента, при котором маловязкий газообразный окислитель способен фильтроваться только по блокам с расходом, необходимым для поддержания устойчивого процесса горения в пласте. После этого в пласте инициируется горение и переходят к нагнетанию окислителя. Газообразный окислитель и неконденсируемые газы горения фильтруются по блокам, а вытесненная из блоков жидкость и реакционная вода фильтруются по трещинам. Благодаря такой технологии достигается высокий охват пласта процессом внутрипластового горения.

Трещины имеют различную раскрытость и соответственно различную проводимость. Труднее всего затампонировать трещины, имеющие наибольшую раскрытость. Если давление в пласте снизить путем эксплуатации залежи на режиме растворенного газа, то наиболее раскрытые трещины смыкаются, а проницаемость блоков по газу увеличивается. Если в пласт закачивают газообразный окислитель (воздух, кислород, смесь воздуха и кислорода), то происходит самопроизвольное перераспределение флюидов в коллекторе, когда жидкость движется по трещинам, а газ - по газонасыщенным малопроницаемым блокам. Таким образом, для наиболее полного охвата пласта газообразным окислителем залежь необходимо эксплуатировать на режиме растворенного газа до момента, когда проницаемость малопроницаемых блоков по газу будет обеспечивать заданную приемистость нагнетательной скважины. Расчет динамики добычи нефти при режиме растворенного газа производится по стандартной методике. В ходе расчетов вычисляется газонасыщенность блоков. Истощение залежи ведется до момента, когда выполняется следующее условие:

_,
(1) где К_г (S_г) - относительная фазовая проницаемость малопроницаемых зон (блоков) по газу; S_г - газонасыщенность малопроницаемых зон (блоков); Q - расход газообразного окислителя, необходимый для поддержания в пласте процесса горения; μ - вязкость газообразного окислителя; R - половина расстояния между скважинами; r - приведенный радиус нагнетательной скважины; К_б - средняя проницаемость малопроницаемых зон (блоков); h - средняя эффективная толщина пласта; Р_н - давление нагнетания окислителя; Р_пл. - среднее пластовое давление к моменту начала закачки окислителя.

После снижения пластового давления и разгазирования нефти в коллекторе проводимость трещин может остаться очень значительной. Из-за высокой проводимости трещин возможны прорывы кислорода в добывающие скважины и снижение градиентов давления в коллекторе. При низких градиентах давления эффективность вытеснения нефти из блоков снижается, а количество сгорающего топлива возрастает. Поэтому для поддержания высоких градиентов давления попеременно с газообразным окислителем в пласт подают воду. Количество закачиваемой воды определяют, исходя из опыта разработки данной залежи с применением внутрипластового горения. Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами обусловлен потерями давления в призабойной зоне скважин и потерями давления в основном объеме пласта. Без опасения сделать ошибку радиус призабойной зоны можно принять равным 10 м. Таким образом, перепад давления между добывающими и нагнетательной скважинами можно представить следующим образом:
ΔР = ΔР_пз ^д + ΔР_пз ^н + ΔР_пл., где ΔР - перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами; ΔР_пз. ^д - падение давления в призабойной зоне добывающих скважин; ΔР_пз. ^н - падение давления в призабойной зоне нагнетательной скважины; ΔР_пл. - падение давления в основном объеме пласта.

Закачка воды в нагнетательную скважину должна обеспечивать ΔР_пл. на таком уровне, чтобы обеспечивалась фильтрация газообразного окислителя по малопроницаемым зонам без учета проводимости трещин. Чем выше проницаемость блоков и ниже расход окислителя, необходимый для поддержания горения, тем меньшее количество воды закачивается в пласт.

При перекрытии трещин закачиваемой водой снижается приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин. Чтобы увеличить темпы разработки залежей, в которых различие в проницаемости блоков и трещин не очень велико, целесообразно закачивать в пласт воду только после появления непрореагировавшего кислорода в добывающих скважинах. Появление кислорода в продукции свидетельствует о его фильтрации по трещинам, так как в любых других случаях даже прорвавшийся через фронт горения окислитель должен быть утилизирован в области перед фронтом. Для ликвидации прорывов в скважину подают воду в количестве, равном объему трещин. Закачиваемая вода поступает не только в трещины, но и впитывается в блоки. После возобновления закачки воздуха часть впитавшейся в блоки воды вытесняется в трещины, создавая здесь дополнительные фильтрационные сопротивления и обеспечивая фильтрацию кислорода по блокам.

После эксплуатации коллектора на режиме растворенного газа проводимость трещин может оказаться значительной для окислителя, что приведет к его прорывам в добывающие скважины. Для ликвидации прорывов можно закачать воду, которая фильтруется по трещинам, перекрывая их для газообразного окислителя. Однако закачка холодной воды может привести к выпадению парафина в призабойной зоне нагнетательной скважины. В последующем при реализации внутрипластового горения плавящийся парафин способен полностью закупорить коллектор. Для предотвращения этих нежелательных явлений можно использовать теплоноситель. Подаваемый в пласт теплоноситель прогревает только небольшой объем призабойной зоны, а далее по пласту движется вода с начальной пластовой температурой, обеспечивая тампонирование трещин. Кроме того, нагнетание теплоносителя позволяет избежать полного исчезновения газонасыщенности в призабойной зоне нагнетательной скважины, так как повышению пластового давления сопутствует рост давления насыщения нефти газом с ростом температуры. Закачиваемый в пласт теплоноситель фильтруется только по высокопроницаемым зонам, но прогревает постепенно всю толщу пласта. Поэтому высокопроницаемые зоны оказываются блокированными для газообразного окислителя за счет их высокой водонасыщенности, а в малопроницаемых создаются хорошие условия для инициирования горения благодаря повышенным температурам. В зависимости от свойств коллектора в пласт подают от 0,5 до 5 объемов пор трещин. Минимальное количество теплоносителя (0,5 объема трещин) закачивается в тех случаях, когда в коллекторе имеются трещины с аномально высокой проницаемостью. В этом случае закачиваемый теплоноситель быстро прорывается к добывающим скважинам. Максимальное количество теплоносителя (5 объема трещин) подают в пласт в том случае, когда трещины мало варьируются по размерам, а капиллярная пропитка из трещин в блоки очень эффективна. В последнем случае приходится закачивать теплоноситель в большом количестве, чтобы компенсировать отток воды из трещин в блоки. Если закачка теплоносителя будет осуществляться в объемах, меньших 0,5 объема трещин, то с учетом капиллярной пропитки лишь незначительная часть объема пласта окажется заблокированной для газообразного окислителя и возможны его прорывы в добывающие скважины. Если для изоляции трещин требуется закачать в пласт более 5 объемов трещин, то, значит, в коллекторе эффективно реализуется процесс капиллярной пропитки холодной водой и нет необходимости в реализации внутрипластового горения. В случае малопроницаемого коллектора темпы нагнетания теплоносителя настолько малы, что к моменту закачки 5-ти объемов трещин из-за значительных относительных теплопотерь прирост объема прогретой зоны настолько незначителен, что затраты на подогрев воды теряют всякий смысл.

Примеры конкретной реализации процесса.

Месторождение нефти залегает на глубине 1300 м и имеет пласт толщиной 30 м. Пласт представлен терригенным трещинно-поровым коллектором и насыщен парафинистой нефтью. Температура выпадения парафина близка к начальной пластовой и поэтому недопустимо использование обычного заводнения, которое может привести к запарафинированию блоков. Длительная закачка теплоносителя также не дает эффекта из-за большой глубины залегания коллектора и низкой приемистости нагнетательных скважин. Было решено использовать комплексную технологию воздействия на пласт, основанную на внутрипластовом генерировании тепла путем нагнетания воздуха. Для создания в пласте условий фильтрации воздуха в блоках было решено на первой стадии разработки эксплуатировать пласт на режиме растворенного газа, который должен обеспечить расход воздуха, достаточный для поддержания в пласте горения. Условием, при котором можно прекратить разгазирование нефти в пласте, является соотношение (1). Для поддержания горения необходимо подавать в пласт 4˙10⁴ м³/сут воздуха, который должен фильтроваться по блокам с проницаемостью 5˙10^-3 мкм². Давление нагнетания воздуха составляет 25 МПа, а пластовое давление - 10 МПа. Тогда соотношение (1) принимает вид:
K_г(S_г)≥

=0.024 .

Затем перешли на закачку в залежь воздуха. Благодаря высокой начальной пластовой температуре (40^о) фронт горения был создан без применения каких-либо дополнительных технологических операций (самопроизвольно). Нагнетание воздуха продолжалось до его прорыва в добывающие скважины. Благодаря предварительному разгазированию нефти охват пласта по объему увеличится на 15%, а добыча нефти - на 28000 т с одного элемента системы расстановки скважин. С 10-ти элементов при сроке разработки 25 лет и цене на нефть 25 руб/т эффект составит 280 тыс. рублей в год.

Залежь нефти разрабатывалась длительное время на режиме растворенного газа. Предельно низкие дебиты были достигнуты к моменту, когда нефтеотдача составила 14% . Было решено для повышения нефтеотдачи использовать внутрипластовое горение. Проведенные лабораторные эксперименты показали, что для вытеснения нефти из малопроницаемых блоков требуются градиенты не менее 2 ˙10⁴ Па/м. При таких градиентах газообразный окислитель фильтруется в блоках и поддерживает процесс окисления, а газы горения способствуют эффективному вытеснению нефти в непрогретых зонах пласта. Давление на забое добывающих скважин составляет 5 ˙ 10⁶ Па, а в нагнетательных - 20 ˙ 10⁶ Па. Таким образом, перепад давления достигает 15 ˙ 10⁶ Па. Потери давление в призабойной зоне добывающих скважин ( ΔР_пз ^д) оцениваются в 5 ˙ 10⁶ Па, а в нагнетательной скважине - в 3 ˙ 10⁶ Па. Следовательно, перепад давления в пласте равен 7 ˙ 10⁶ Па при расстоянии между скважинами 300 м. Градиент давления в пласте в начале реализации процесса составляет 2,3 ˙ 10⁶ Па. По мере выжигания нефти в пласте сопротивления в призабойной зоне нагнетательной скважины существенно снижаются до 1 ˙ 10⁶ Па, а в добывающих скважинах остаются на постоянном уровне. Проницаемость трещин коллектора резко возрастает после продувки пласта и перепад давлений в нефтенасыщенной зоне снижается до 6 ˙ 10⁶ Па. Давление нагнетания окислителя снизится до 12 ˙ 10⁶ Па. Так как падение давления в призабойной зоне нагнетательной скважины снизилось на 2 ˙ 10⁶ Па, то путем закачки воды необходимо поднять давление нагнетания до 18 ˙ 10⁶ Па. После подачи в пласт 2000 м³ воды давление нагнетания газа возросло до 25 ˙ 10⁶ Па из-за возникновения сопротивлений в призабойной зоне. После проталкивания оторочки воды к зоне горения давление снова упало до 14 ˙ 10⁶ Па. Затем снова закачали 3000 м³ воды и возобновили подачу воздуха. Давление нагнетания восстановилось на уровне 16 ˙ 10⁶ Па. Поэтому на третьем этапе закачали еще 3000 м³ воды и возобновили нагнетание воздуха. В течение 1 года давление нагнетания составляло 18 ˙ 10⁶ па, а затем снова стало снижаться из-за вытеснения всей закачанной воды в добывающие скважины. После падения давления нагнетания до 12 ˙ 10⁶ закачку воды возобновили и в три приема подали в пласт 8000 м³ воды. Затем закачивали воздух при давлении 17˙10⁶ Па в течение 1,5 года. За весь срок ра^зработки залежи в пласт было закачано 10⁹ м³ воздуха при среднем водовоздушном отношении 0,0001. За счет такой технологии коэффициент охвата возрос на 20%, а из пласта было дополнительно добыто 70000 т нефти при себестоимости 20 руб/т. При цене на нефть 60 руб/т экономический эффект достигнет на одном элементе 2,8 млн. руб. , а на 10-ти элементах 28 млн.руб. или 1,4 млн.руб/год при 20-летнем сроке разработки.

Залежь нефти залегает на глубине 1000 м. Коллектор трещинно-поровый, терригенный. Проницаемость блоков колеблется в пределах от 0,01 до 0,05 мкм². Средняя проницаемость коллектора с учетом проводимости трещин достигает 0,2 мкм². Средняя проницаемость блоков составляет 0,03 мкм². Средняя толщина пласта равна 20 м. Пористость коллектора - 0,18. Трещинная пористость составляет 0,7% от общего объема пор коллектора. Начальное пластовое давление составляет 10 МПа. Давление насыщения нефти газом достигает 8 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях - 2 мПа ˙ с. Плотность дегазированной нефти - 860 кг/м³. Среднее расстояние между скважинами - 300 м. С целью повышения нефтеотдачи решено на первом этапе эксплуатировать пласт на режиме растворенного газа для создания приемистости блоков по окислителю. В соответствии с формулой (1) необходимая приемистость при Q = 40000 м³/сут, Р_н = 16 МПа и Р_пл. = 6 МПа будет достигнута, если:
K_г(S_г)≥

=0.014
Относительная фазовая проницаемость более 0,014 будет достигнута при снижении пластового давления до 6 МПа. После этого можно приступать к закачке окислителя в коллектор. Инициировав горение, окислитель закачивается с темпом 40000 м³/сут. На первом этапе процесс реализуется без прорывов окислителя в добывающие скважины. Однако затем после эффективной продувки пласта и снижения продуктивности скважин окислитель поступает по трещинам в добывающие скважины, что регистрируется путем систематических анализов отбираемого газа. В этом случае в пласт подают воду в количестве, равном объему трещин коллектора (9072 м³). После этого закачка воздуха возобновляется и продолжается до появления кислорода в продукции добывающих скважин. Всего за срок разработки было закачано 45360 м³ воды для изоляции прорывов кислорода, за счет чего охват пласта повышается на 10%. Благодаря этому прирост добычи нефти достигнет 69277 т при себестоимости 35 руб/т. При себестоимости закачки воды 1 руб/м³ и цене на нефть 60 руб/т эффект от применения технологии достигнет 1,66 млн.руб. за вес срок разработки или 110 тыс.руб. в год при 15-летнем сроке разработки.

Залежь нефти разрабатывается на режиме растворенного газа. Текущая нефтеотдача достигла 14%, а пластовое давление снизилось с 12 МПа до 6 МПа. Благодаря существенному снижению пластового давления наиболее проницаемые трещины оказываются сомкнутыми, и распределение трещин по проницаемости становится более крутым. Однако при снижении давления и разгазировании нефти возможно выпадение парафина в призабойной зоне пласта. С целью изоляции трещин и увеличения проницаемости блоков в пласт закачивается теплоноситель в объеме 5-ти объемов трещин коллектора (50000 м³). Благодаря интенсификации капиллярной пропитки наиболее проницаемых блоков выравнивается их фазовая проницаемость для газообразного окислителя. Прогрев пласта в зоне, прилегающей к нагнетательной скважине, обеспечивает успех инициирования горения без применения каких-либо дополнительных средств. После закачки теплоносителя переходят к нагнетанию воздуха. За счет предварительного нагнетания теплоносителя срок разработки одного элемента снижается с 20 до 15 лет. Учитывая, что эксплуатационные затраты достигают 80000 руб/год, то экономия от применения технологии составит 400000 руб или 26,7 тыс.руб/год. Нефтеотдача пласта возрастет на 5%, чято даст дополнительно 30000 т. При цене на нефть 60 руб/т и себестоимости закачки теплоносителя 5 руб/м³ дополнительный эффект от применения метода составит 1,55 млн.руб. или 103,3 тыс. руб/год с одного элемента. Эффект от 10 элементов достигнет 1,03 млн. руб/год.

Залежь нефти залегает на глубине 1200 м. Нефтенасыщенный коллектор относится к трещинно-поровому типу с объемом трещин пласта 15000 м³. Эксплуатация залежи на режиме растворенного газа привела к снижению пластового давления с 12 до 9 МПа при нефтеотдаче 5%. Исследование проводимости трещин свидетельствует о их равномерном распределении (плавная кривая распределения). Большая часть трещин не требует изоляции, а выпадение парафина возможно только в зоне, прилегающей непосредственно к нагнетательной скважине. Поэтому было принято решение до начала закачки окислителя подать в пласт теплоноситель в количестве, равном 0,5 от объема трещин коллектора (7500 м³). После этого в пласт закачивают воздух. Если в добывающих скважинах в попутном газе обнаруживается кислород, то закачку окислителя прекращают и подают в пласт холодную воду в количестве, равном объему трещин коллектора (15000 м³), после чего нагнетание воздуха возобновляют. Закачиваемая в пласт вода нагревается в выжженной зоне и в виде теплоносителя поступает в область перед фронтом горения, обеспечивая изоляцию наиболее проводимых трещин. За счет внедрения предлагаемой технологии прирост нефтеотдачи составит 7% или 40000 т нефти. При цене на нефть 60 руб/т экономическая эффективность с 5%ти элементов залежи будет равна 18,7 млн.руб. или 75 тыс.руб/год при 25-летнем сроке разработки.

Claims (5)

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий нагнетание газообразного окислителя и воды, отличающийся тем, что залежь с трещинно-поровым типом коллектора до закачки газообразного окислителя разрабатывают на режиме растворенного газа до возможности осуществления фильтрации газообразного окислителя по низкопроницаемым зонам с расходом, необходимым для поддержания устойчивого процесса горения в пласте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что залежь разрабатывают на режиме растворенного газа до достижения относительной фазовой проницаемости низкопроницаемых зон, определяемой по формуле
K_г(S_г) ≥

,
где K_г(S_г) - относительная фазовая проницаемость блоков по газу;
S_г - газонасыщенность блоков;
Q - расход газообразного окислителя, необходимый для поддержания в пласте процесса горения, м³/сут;
μ - вязкость газообразного окислителя, мПа · с;
R - половина расстояния между скважинами, м;
r - приведенный радиус нагнетательной скважины, м;
K_б - средняя абсолютная проницаемость блоков, м²;
h - эффективная толщина пласта, м;
P_н - давление нагнетания окислителя, МПа;
P_пл - среднее пластовое давление при нагревании окислителя, МПа.

3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что периодически в пласт нагнетают воду в количестве, необходимом для поддержания ингредиентов давления, обеспечивающих фильтрацию газообразного окислителя по низкопроницаемым зонам.

4. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что после прорыва газообразного окислителя в добывающие скважины попеременно с газообразным окислителем в пласт закачивают воду в количестве, равном объему трещин пласта.

5. Способ по пп.1 - 4, отличающийся тем, что до начала закачки окислителя в пласт подают теплоноситель в количестве, равном 0,5 - 5,0 объема трещин коллектора.