RU2477784C1 - Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия - Google Patents
Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2477784C1 RU2477784C1 RU2011142856/03A RU2011142856A RU2477784C1 RU 2477784 C1 RU2477784 C1 RU 2477784C1 RU 2011142856/03 A RU2011142856/03 A RU 2011142856/03A RU 2011142856 A RU2011142856 A RU 2011142856A RU 2477784 C1 RU2477784 C1 RU 2477784C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- mixture
- water
- injection
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Accessories For Mixers (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов, через нагнетательные скважины. При этом регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти. В зонах с вертикальной трещиноватостью газонасыщенность регулируют одновременно с увеличением давления смеси выше давления раскрытия вертикальных трещин пласта. Согласно изобретению в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне. При этом регулируют объемную газонасыщенность смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине по расчетным формулам. 3 з.п. ф-лы, 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.
Известен способ разработки месторождений углеводородов, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и добычу углеводородов из добывающих скважин, который заключается в том, что для стабилизации водогазовой смеси в воду добавляют химреагенты или их композиции [1. Патент РФ №2244811, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.01.2005 (аналог)].
Известный способ добычи нефти малоэффективен из-за неопределенности в количественной оценке влияния химреагентов или их композиций на стабильность смеси.
Известен также способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, который заключается в поддержании газонасыщенности смеси на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти [2. Патент РФ №2088752, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.1997 (аналог)].
Известный способ добычи нефти также малоэффективен, поскольку зависимость вязкости от газонасыщенности не определена и рассуждения авторов носят интуитивный, предположительный характер.
Известен также способ разработки нефтяной залежи содержащими зоны с вертикальной трещиноватостью пласта, который включает закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве водогазовой смеси нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта, и оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе [3. Патент РФ №2326235, кл. Е21В 43/20, опубл. 16.06.2008 (аналог)].
Известный способ недостаточно эффективен в неоднородных пластах и из-за невозможности достоверной оценки величины газонасыщенности по уровню соотношения объемов мелких и крупных пор.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, при этом перед закачкой углеводородный газ диспергируют в воде до размеров пузырьков газа меньше размера пор среды и, регулируя газонасыщенность, стабилизируют водогазовую смесь [4. Заявка на изобретение РФ №2000128680, кл. Е21В, 43/16, опубл. 10.10.2002 (прототип)].
Известный способ также недостаточно эффективен из-за неопределенности взаимосвязи газонасыщенности и стабильности смеси.
В изобретении решается задача повышения эффективности водогазового воздействия на месторождениях с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.
Задача решается тем, что в известном способе разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия, который заключается в добыче нефти через добывающие скважины с одновременной закачкой мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа через нагнетательные скважины, степень диспергированности газа соответствует размерам газовых пузырьков, меньших размера поровых каналов. При этом путем изменения газонасыщенности или добавлением в воду химреагентов или их композиций вязкость смеси увеличивают до уровня, обеспечивающего ее стабильность и равенство с вязкостью нефти. В зонах с вертикальной трещиноватостью пласта закачку осуществляют при давлении, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта. Согласно изобретению в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин, а после заводнения пласта выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне. При этом объемная газонасыщенность водогазовой смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине регулируются в соответствии со следующими научно обоснованными расчетными зависимостями [5. Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков и Э.М. Симкин. «Относительно механизма доизвлечения остаточной нефти при водогазовом воздействии на обводненные пласты». Доклады III Междунар. науч. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» т.1 Изд. ОАО "Всерос.нефтегаз. научно-исслед. ин-т", Москва, 2011. стр.163-172]:
- объемная газонасыщенность водогазовой смеси
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП;
- степень диспергирования газа
где а0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2.
В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание смеси, увеличивая ее газонасыщенность в соответствии с формулой
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
Локальное нагнетание смеси в эти зоны прекращают после изоляции
трещин.
Существенными признаками способа являются:
1. Разработка нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия, которая заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов, через нагнетательные скважины.
2. Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.
3. Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.
4. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.
5. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.
6. Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине в зависимости от соотношения вязкостей нефти и воды по формуле
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
7. Регулируют степень диспергирования газа в нагнетательной скважине в зависимости от водопроницаемости пласта по формуле
где а0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2.
8. Осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя газонасыщенность смеси в соответствии с формулой
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
Признаки 1-3 являются общими с прототипом и аналогами существенными признаками, а признаки 4-8 - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения
В известных технических решениях технология разработки нефтегазовых месторождений с применением водогазового воздействия в обводненных и неоднородных по проницаемости коллекторах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, недостаточно эффективна.
Поэтому в предложенном техническом решении задача решается следующей совокупностью операций.
Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает одну нагнетательную и не менее одной добывающей скважин. Затем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с нагнетанием в пласт через нагнетательные скважины мелкодиспергированной водогазовой смеси.
Регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти.
Регулируют газонасыщенность в зонах с вертикальной трещиноватостью и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление раскрытия вертикальных трещин пласта.
В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин.
В процессе закачки водогазовой смеси в пласт зоны с остаточной нефтенасыщенностью будут поглощать природный газ, что приведет к падению газовых факторов в этих зонах. Однако затем по мере выработки нефтенасыщенных зон газовые факторы будут восстанавливаться до прежних уровней. В связи с этим:
- выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне;
- регулируют газонасыщенность и степень диспергирования газа в нагнетательных скважинах в соответствии со следующими научно обоснованными зависимостями:
- объемная газонасыщенность водогазовой смеси
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП;
- степень диспергирования газа в нагнетательной скважине
где а0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2;
- осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне.
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП,
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
Пример конкретного выполнения.
Необходимо осуществить водогазовое воздействие на участок карбонатный пласт с матричной водопроницаемостью 50 мкм2 и вязкостью нефти в пластовых условиях µн=1,5 сП. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважиной. В пределах элемента расположена вертикальная трещина. Для ее изоляции необходима высоковязкая жидкость с вязкостью µтрещ=250 сП.
С этой целью разбуривают участок одним элементом, состоящим из одной нагнетательной и одной добывающей скважины. В нагнетательную скважину закачивают мелкодиспергированную смесь газа в воде. Вязкость воды µ0=1,0 сП. Темп нагнетания воды qв=200 м3/сут.
В процессе нагнетания смеси регулируют ее газонасыщенность и добавляют в воду водные растворы полимеров, такие как, например, полисахариды, которые увеличивают вязкость воды, обеспечивают стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти. Регулируют газонасыщенность в зоне с вертикальной трещиной и закачку осуществляют при давлении смеси, превышающем давление ее раскрытия. В зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин. В процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне.
Регулируют объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине по формуле
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость смеси воды с загустителем, сП.
Исходя из этой газонасыщенности темп нагнетания природного газа будет равен
qг=0,2*200=40 м3/сут.
И соответственно, темп закачки водогазовой смеси в пласт составит
qсм=qг+qв=40+200=240 м3/сут.
Степень диспергирования газа в нагнетательной скважине зависит от водопроницаемости пласта и регулируется в соответствии с формулой
где α0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2.
После прохождения фронта нагнетания выявляются зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов и вертикальной трещиноватостью и осуществляется локальное нагнетание водогазовой смеси в указанные зоны.
В зоне с вертикальной трещиной осуществляют локальное нагнетание смеси вплоть до полной изоляции трещины, регулируя ее газонасыщенность в соответствии с формулой
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
После восстановления газовых факторов на прежнем уровне и изоляции трещины локальное нагнетание смеси в эту зону прекращается.
Claims (4)
1. Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия, который заключается в добыче нефти через добывающие скважины и одновременной закачке мелкодиспергированной смеси воды и углеводородного газа с размерами газовых пузырьков, меньшими размера поровых каналов через нагнетательные скважины, причем регулируют газонасыщенность и добавляют в воду химреагенты или их композиции до уровня, обеспечивающего стабильность смеси и ее равенство с вязкостью нефти, а в зонах с вертикальной трещиноватостью газонасыщенность регулируют одновременно с увеличением давления смеси, выше давления раскрытия вертикальных трещин пласта, отличающийся тем, что в зонах с вертикальной трещиноватостью осуществляют локальное нагнетание водогазовой смеси вплоть до полной изоляции трещин, а в процессе закачки водогазовой смеси в пласт выявляют зоны с наиболее низкими значениями газовых факторов, переносят фронт нагнетания в эти зоны и продолжают нагнетание вплоть до восстановления газовых факторов на прежнем уровне, при этом регулируют объемную газонасыщенность смеси и степень диспергирования газа в нагнетательной скважине по расчетным формулам.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что объемную газонасыщенность смеси в нагнетательной скважине регулируют в зависимости от соотношения вязкостей нефти воды по формуле:
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
где φ - объемная газонасыщенность;
µн - динамическая вязкость нефти, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень диспергирования газа в нагнетательной скважине регулируют в зависимости от водопроницаемости пласта по формуле:
где а0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2.
где а0г - начальный радиус пузырька, м;
kв - водопроницаемость, м2.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют локальное нагнетание смеси в зоны с вертикальной трещиноватостью вплоть до полной изоляции трещин, регулируя газонасыщенность смеси в соответствии с формулой:
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
где φтрещ - газонасыщенность смеси в указанной зоне;
µтрещ - вязкость водогазовой смеси, обеспечивающая изоляцию трещин, сП;
µ0 - динамическая вязкость воды, сП.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142856/03A RU2477784C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142856/03A RU2477784C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2477784C1 true RU2477784C1 (ru) | 2013-03-20 |
Family
ID=49124411
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011142856/03A RU2477784C1 (ru) | 2011-10-25 | 2011-10-25 | Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2477784C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1543896A1 (ru) * | 1987-12-14 | 1996-01-20 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки водонефтяных зон нефтяных и нефтегазовых залежей |
| RU2000128680A (ru) * | 2000-11-17 | 2002-10-10 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2266396C2 (ru) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Способ разработки нефтяной залежи и устройство для его осуществления |
| RU2331631C2 (ru) * | 2002-10-31 | 2008-08-20 | Кромптон Корпорейшн | Способ алкилирования салициловой кислоты |
| US20080248978A1 (en) * | 2007-04-09 | 2008-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and Methods for Water and Gas Shut-Off in Subterranean Wells With VES Fluids |
-
2011
- 2011-10-25 RU RU2011142856/03A patent/RU2477784C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1543896A1 (ru) * | 1987-12-14 | 1996-01-20 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки водонефтяных зон нефтяных и нефтегазовых залежей |
| RU2000128680A (ru) * | 2000-11-17 | 2002-10-10 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2331631C2 (ru) * | 2002-10-31 | 2008-08-20 | Кромптон Корпорейшн | Способ алкилирования салициловой кислоты |
| RU2266396C2 (ru) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Способ разработки нефтяной залежи и устройство для его осуществления |
| US20080248978A1 (en) * | 2007-04-09 | 2008-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Compositions and Methods for Water and Gas Shut-Off in Subterranean Wells With VES Fluids |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| US10018023B2 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| Wang et al. | Application and mechanisms of self-generated heat foam for enhanced oil recovery | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2477784C1 (ru) | Способ разработки нефтегазового месторождения с применением водогазового воздействия | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| Hayavi et al. | Application of polymeric relative permeability modifiers for water control purposes: Opportunities and challenges | |
| RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2512150C2 (ru) | Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
| US20240132774A1 (en) | Injection and hydraulic fracturing fluids containing zwitterionic surfactants and related methods | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| Denney | Polymer Flooding in a Large Field in South Oman-Results and Plans | |
| Aleksandrov et al. | Selecting a Technology to Increase well Capacity and Enhance Oil Recovery of the YUS11 Formation of the Fainsk Oil Field | |
| RU2502861C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком |