RU2135751C1

RU2135751C1 - Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором

Info

Publication number: RU2135751C1
Application number: RU97109900A
Authority: RU
Inventors: Г.Н. Пияков; Е.В. Лозин; О.Г. Гафуров; В.Ф. Василенко; Ю.В. Лукьянов; В.С. Асмоловский; Ф.Х. Сайфутдинов
Original assignee: Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 1997-06-10
Filing date: 1997-06-10
Publication date: 1999-08-27

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, находящимся на промежуточной и поздней стадиях разработки в условиях заводнения. Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором включает периодическую закачку порций добываемой нефти и воды через нагнетательную скважину, при этом в нагнетательную скважину закачивают 4-5 порций нефти, а после каждой порции нефти закачивают воду в объеме, превышающем объем порции нефти не менее чем 40-50 раз, причем объем одной порции нефти не превышает 5-8% объема порового пространства обводненной призабойной зоны пласта, а закачку всех порций нефти и воды производят попеременно и непрерывно. Способ обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти и снижение обводненности добываемой продукции. 2 табл., 2 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, находящихся на промежуточной и поздней стадиях разработки в условиях заводнения. Залежи нефти с карбонатными коллекторами (для Урало-Поволжья верхний девон, нижний, средний и верхний карбон) характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами (средняя проницаемость 0.05-0.07 мкм², пористость 12-15%, вязкость нефти 10-20 мП•с), известняки обладают более выраженной гидрофобностью, чем песчаники. Большая часть залежи нефти относится к трудноизвлекаемым запасам.

Известен способ разработки залежей нефти повышенной и высокой вязкости (a. c. СССР 1614564, E 21 B 43/22, 1992 г.), включающий в себя периодическую закачку воды и части добытой нефти в нагнетательные скважины. При осуществлении этого способа происходит выравнивание приемистости нагнетательных скважин по воде на единицу эффективной толщины нефтяного пласта путем изменения объемов закачки нефти в каждую из нагнетательных скважин.

К недостаткам способа следует отнести следующее: способ применим лишь на залежах нефти повышенной и высокой вязкости (свыше 30 МПа•с), в связи с чем в основу способa заложен принцип снижения соотношения подвижностей вытесняющего агента и пластовой нефти, который является основным фактором, определяющим эффективность разработки залежи, содержащей нефть повышенной и высокой вязкости; практическое осуществление способа возможно лишь в пластах высокой проницаемости (свыше 0.3-0.5 мкм²), т. к. способ предполагает создание в пласте непрерывных водонефтяных зон, что обусловлено незначительной разницей в объемах закачиваемых оторочек нефти и воды (соотношение 1 : 5 и менее).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ (патент США 2 927 637, E 21 B 43/22, 1960 г.), включающий закачку большого количества оторочек нефти, вязкость которой равна или больше вязкости пластовой нефти, и воды в нагнетательные скважины. Недостатком прототипа является следующее: не регламентируется количество нефтяных оторочек, закачиваемых в пласт. Закачка большого количества оторочек, каждая из которых составляет 0.5-10.0% от объема пор пласта, приведет к большим объемам закачиваемой нефти, часть которой не извлекается обычным заводнением при применении способа в условиях поздней стадии разработки; способ рассчитан лишь на пласты с гидрофильным коллектором.

Для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и снижения обводненности добываемой продукции в нагнетательную скважину закачивают 4-5 порций добываемой нефти, а после каждой порции нефти закачивают воду в объеме, превышающем объем порции нефти не менее чем в 40-50 раз.

Предлагаемый способ испытывался в лабораторных условиях на линейных моделях пласта с воспроизведением пластовых условий каширо-подольских отложений Вятской площади Арланского месторождения и башкирского яруса Югомашевского месторождения.

Методика проведения исследований заключалась в следующем. Сначала линейную модель пласта с начальной нефтенасыщенностью подвергали заводнению до достижения остаточной нефтенасыщенности (моделировалась высокопроницаемая прискважинная зона пласта), затем в заводненную модель попеременно и непрерывно закачивали нефть и воду. Объем одной порции нефти не превышал 5-8% объема пор модели пласта. Число закачиваемых порций нефти и последующее заводнение проводилось до момента стабилизации величины повторной нефтенасыщенности. Закачку воды после каждого цикла повторного нефтенасыщения продолжали до полного обводнения выходящего потока.

Для воспроизведения реальных условий изучаемых объектов разработки и процессов, происходящих при закачке воды и нефти, в лабораторных опытах соблюдалось следующее: модели пласта составлялись из образцов известняка, отобранных из изучаемых объектов разработки; в образцах, слагающих модели пласта, создавалась связанная вода; использовались рекомбинированные пробы нефти, физико-химические свойства которых не отличаются от пластовой нефти; в качестве вытесняющих агентов использовалась вода из систем поддержания пластового давления (ППД) залежей; в опытах воспроизводилась постоянная скорость движения жидкостей в пористой среде; при проведении опытов соблюдались термобарические условия залежей.

Характеристика моделей пласта и результаты опытов приведены в табл. 1.

На фиг. 1 представлена динамика показателей процесса закачки порций нефти и их вытеснения в опыте 1, где 1 - коэффициент вытеснения ((β)); 2 - нефтенасыщенность (S_н); 3 - градиент давления (grad P).

Коэффициент вытеснения нефти водой составил 0.58, остаточная нефтенасыщенность 33.8%. Фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности, сформировавшейся после первичного вытеснения, составила 0.005 мкм².

Из фиг. 1 (кривая 2 (1)) следует, что первая порция нефти, закачанная в заводненную модель пласта, при последующей закачке воды полностью не вытесняется.

Доотмыв нефти сопровождался ростом градиента давления (кривая 3 (1)) по сравнению с тем же параметром при первичном вытеснении нефти (кривая 3). Поступление нефти из модели заканчивалось к моменту прокачки через модель пласта воды в количестве 3.2 объема пор (кривая 2 (1)), что превышает объем оторочки нефти в 40 раз. Остаточная нефтенасыщенность после закачки первой порции нефти и последующего заводнения составила 36.8% вместо 33.8% при первичном вытеснении. При малом приросте величины остаточной нефтенасыщенности градиента давления на заключительной стадии закачки воды увеличился в 2.5 раза (кривая 3 (1)) по сравнению с тем же параметром после первичного вытеснения (кривая 3). Фазовая проницаемость по воде уменьшилась до 0.0019 мкм² вместо 0.005 мкм² при остаточной нефтенасыщенности после первичного вытеснения.

Затем число циклов закачки порций нефти и последующее нагнетание воды увеличили до пяти. Из фиг. 1 следует, что прирост остаточной нефтенасыщенности продолжался до момента, когда повторная нефтенасыщенность перед нагнетанием воды не достигла 50-51% (четвертый и пятый циклы). По мере нарастания в пористой среде величины остаточной нефтенасыщенности уменьшилась фазовая проницаемость по воде, а после четвертого и пятого циклов она стабилизировалась и составила 0.0008 мкм² вместо 0.005 мкм² после первичного вытеснения.

На фиг. 2 приведены графики зависимости относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти и воды от водонасыщенности по результатам первичного вытеснения нефти водой в опыте 1. Здесь же нанесены конечные экспериментальные точки (1-5) ОФП для нефти и воды после закачек порций нефти и последующего заводнения. Из фиг. 2 следует, что при первичном вытеснении нефть теряла свою подвижность при водонасыщенности 66.2%, а после закачки первой порции нефти и последующего заводнения при водонасыщенности - 63.2%. Относительная фазовая проницаемость по воде на заключительной стадии цикла уменьшилась в 2.4 раза (точка 1) по сравнению с ОФП для воды при первичном вытеснении. На четвертом и пятом циклах движение нефти прекращалось при водонасыщенности 57.3%. На этот момент ОФП для воды составила 0.011, что в 6.4 раза меньше ОФП для воды при остаточной нефтенасыщенности, сформировавшейся после первичного вытеснения.

Из анализируемого опыта следует, что по мере закачки порций нефти, проталкиваемых водой, проницаемость по воде уменьшается, а после закачки четвертой и пятой оторочки - стабилизируется и имеет минимальное значение.

Эффективность применения технологии воздействия на пласт циклической закачкой порции нефти оценивалась по математической модели. Математическая модель описывала количественно влияние закачки порции нефти на обводненность добываемой нефти при реализации следующей схемы вытеснения нефти из пласта.

Объект разработки представлен двумя пластами. Первый пласт частично насыщен подвижной нефтью, которая вытесняется нагнетаемой водой в добывающие скважины. Процесс вытеснения - поршневой. Второй пласт обводнен по всей длине, остаточная нефтенасыщенность представлена неподвижной нефтью. Первый и второй пласты сообщаются между собой по всей площади дренирования. Нагнетаемая в оба пласта вода вследствие большей гидропроводности второго пласта на первых же метрах от нагнетательной скважины в основном перетекает во второй пласт и фильтруется в добывающие скважины.

В процессе воздействия в пласт закачиваются порции нефти, продвигаемые сточной водой. Предполагается, что при закачке нефть и вода на первых же метрах перетекают во второй пласт и в основном воздействуют на фазовую проницаемость второго пласта. Порции нефти в соответствии с коэффициентом вторичной нефтенасыщенности пласта нефтью и объемом каждой порции в пласте располагаются в виде последовательных концентрических колец. Вторичная нефтенасыщенность нефтью элемента пласта зависит от количества циклов прокачки нефти через этот элемент. Таким образом, вокруг нагнетательной скважины во втором пласте располагаются кольцевые зоны по числу порций нефти с различной фазовой проницаемостью по воде.

Теоретическая модель определяет толщины первого и второго пласта, а также фазовую проницаемость для второго пласта в соответствии с вязкостью нефти, обводненностью добываемой продукции скважины, остаточными балансовыми запасами нефти и эффективной толщиной пласта.

Рассмотренная теоретическая модель была использована для оценки эффективности применения технологии воздействия на пласт применительно к условиям разработки Югомашевского месторождения по состоянию на 1.01.96 г.

Исходные данные для расчетов:
Радиус контура питания, м - 350
Коэффициент нефтеотдачи от балансовых запасов - 0.0546
Вязкость пластовой воды, мПа•с - 1.0
Обводненность пласта, доли единиц - 0.4
Эффективная толщина пласта, м - 3.5
Остаточная нефтенасыщенность, доли единиц - 0.09
Число дней в году - 365
Коэффициент компенсации закачкой, доли - 1
Цена нефти, тыс. руб. - 257
Приведенный радиус скважины, м - 0.1
Пористость, % - 15.8
Вязкость пластовой нефти, МПа•с - 11
Проницаемость первого пласта, мкм² - 0.07
Расчетная толщина первого пласта, м - 3.31
Количество порций нефти - 4
Среднесуточная закачка, м³/сут - 60
Коэффициент эксплуатации, доли - 0.95
Удельный вес нефти, г/см³ - 0.88
Расчетная проницаемость второго пласта, мкм² - 0.073
Расчетная толщина второго пласта, м - 0.19
Коэффициент проницаемости 1-й зоны, мкм² - 0.013
Коэффициент проницаемости 2-й зоны, мкм² - 0.014
Коэффициент проницаемости 3-й зоны, мкм² - 0.022
Коэффициент проницаемости 4-й зоны, мкм² - 0.030
Результаты расчетов
Расчеты технико-экономической эффективности применения технологии осуществлялись для одного очага воздействия с годовой добычей жидкости - 20805 м³ и приемистостью скважины 60 м³/сут. Результаты расчетов приведены в табл. 2.

Анализ результатов расчета эффективности свидетельствует, что при закачке в пласт четырех порций нефти оптимальный объем порции для принятых условий составляет 2 м³.

Claims

Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором, включающий периодическую закачку порций добываемой нефти и воды через нагнетательную скважину, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину закачивают 4-5 порций нефти, а после каждой порции нефти закачивают воду в объеме, превышающем объем порции нефти не менее чем 40-50 раз, причем объем одной порции нефти не превышает 5-8% объема порового пространства обводненной призабойной зоны пласта, а закачку всех порций нефти и воды производят попеременно и непрерывно.