Способ разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения с приминением технологии водогазового воздействия

(51) 21 43/20 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ повышения эффективности разработки нефтегазового месторождения. Предложенный способ водогазового воздействия на пласт,отличающется от известных способов тем, что с целью повышения эффективности процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой водогазовой смеси (ВГС), в пласт закачивают рабочий агент(водагаз), которому, наряду с плотностью, равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях с возможностью добавления пенообразующего ПАВ, придают оптимальную вязкость, величина которой, в пластовых условиях,обеспечивает максимальный объем нефти,извлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки. Приведены формулы для расчта оптимальной вязкости водогазовой смеси (ВГС) и оптимальной вязкости загущенной воды, а также схема осуществления способа.(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Курбанбаев Мурат Избергенович Абитова Айгуль Жолдасовна Досмухамбетов Махамбет Джолдаскалиевич Саенко Ольга Бертовна(73) Акционерное общество Научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев // Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах.-М. Нефть и газ, 1997 г(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМИНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ(57) Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для увеличения темпов отбора нефти, повышения коэффициента нефтеотдачи пласта и, соответственно, снижения сроков разработки месторождений. При разработке нефтегазовых месторождений применяются различные методы вытеснения углеводородной продукции из пласта путем воздействия на него различными вытесняющими агентами водой, водными растворами различных агентов (поверхностно активными веществами(ПАВ), полимерами, углеводородом, кислотами,щелочами и др.), газами (углеводородными,углекислым, инертными, например, азотом и др.) или водогазовыми смесями, как без добавления, так и с добавлением ПАВ. В последние годы нефтегазовые месторождения разрабатываются с применением технологии водогазового воздействия (ВГВ), оказавшейся достаточно эффективной. Известен способ водогазового воздействия(ВГВ), в котором оптимальное соотношение газовой и водяной фаз,в пластовых условиях,рекомендовано в пределах 0,2-0,5, подтвержденное результатами экспериментальных лабораторных исследований процесса вытеснения нефти пенообразной водогазовой смесью на образцах керна Обоснование новой технологии водогазового воздействия,использующей эффект пенообразования. Материалы Международного научного симпозиума Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Степанова Г.С. (ОАОВНИИнефть),Д.Н. Михайлов (Институт физики Земли РАН). - М.-2007). Экспериментальная оценка на основе сравнительных фильтрационных исследований на дезинтегрированном керновом материале эффективности применения технологии водогазового воздействия (ВГВ) на месторождении Каламкас Отчет ВНИИнефть по Договору 61/10 н//180/01-013/10 от 01.07.2010 г. М., 2010 г Недостатком известного способа водогазового воздействия является то, что рекомендуемое этим способом оптимальное соотношение газовой и водяной фаз, в пластовых условиях, в пределах 0,20,5 имеет большой разнос и нуждается в оптимизации применительно к конкретным условиям процесса вытеснения применительно к конкретному месторождению, поскольку определяет важный параметр рабочего агента - его плотность в пластовых условиях. Известен способ,согласно которому эффективное вытеснение из пласта нефти водогазовой смесью достигается за счет оптимизации параметров процесса ВГВ путем использования в качестве вытесняющего рабочего агента водогазовой смеси или водогазовой смеси,обработанной пенообразующим ПАВ, плотностью,равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях О.С. Герштанский, Б.Т. Муллаев,М.И.Курбанбаев и др. //Заявка на изобретение Республики Казахстан 2009/1038.1 от 13.08.2009 г. Способ разработки нефтегазового месторождения с 2 применением технологии водогазового воздействия. Сущность известного способа заключается в том,что процесс вытеснения нефти рабочим агентом наиболее эффективен (приближается к поршневому вытеснению), когда профиль фронта вытеснения в пласте формируется вертикально. Фактически же в процессе вытеснения нефти рабочим агентом,имеющим плотность, в пластовых условиях, не равную плотности нефти, в пластовых условиях,профиль фронта вытеснения в пласте формируется,как правило, не вертикально Течение однородных жидкостей в пористой среде. /М. Маскет - М. Ижевск. - 2004, с. 393-395, фиг. 177. Объясняется это следующим. В случае, когда плотность вытесняющего рабочего агента, в качестве которого используется,например,загущенная вода, больше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, то загущенная вода,находясь под большим воздействием сил тяжести,чем пластовая нефть,продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по нижней образующей нефтенасыщенного пласта. В случае,когда плотность вытесняющего агента, например,газа или водогазовой смеси, меньше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, то газ или водогазовая смесь, находясь под меньшим воздействием сил тяжести, чем пластовая нефть,продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по верхней образующей нефтенасыщенного пласта(Фиг.1). Реализация известного способа достигается при соблюдении условия ВГС пл н пл, кг/м 3,(1) которое обеспечивается путем установлениярасхода газа, в пластовых условиях,определяемого из уравнения вывод формулы (2.1) производится решением относительно г ВГП пл уравнения ГВС пл (г плг ВГП плв пл в ВГВ пл)/мпл,кг/м 3,(3)расхода воды, в пластовых условиях,определяемого из уравнения в ВГВ плмплг ВГВ пл, м 3/сут,(4)расхода пенообразующего анионоактивного ПАВ (типа алкилбензолсульфонат сульфонол,проксанол и др.) дозировкой до 50 г/м 3 в закачиваемой воде, где мпл - расход газоводяной смеси, закачиваемой в пласт в процессе реализации ВГВ, в пластовых условиях, м 3/сут, принимается,например, равным объему закачиваемой воды при работе нагнетательной скважины при обычной технологии заводнения в режиме компенсации(вкомп), по исходным данным г пл -плотность газа,в пластовых условиях, кг/м 3, принимается по исходным данным в пл - плотность воды, в пластовых условиях, кг/м 3, определяется из выражения(5) где в - плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным в пл коэффициент объемного расширения воды, в пластовых условиях, определяется по расчету,обычно допускают в в пл 1,0 рн пл плотность нефти, в пластовых условиях, кг/м , принимается по исходным данным или определяется из выражения н плн/Вн пл кг/м 3(6) в пл - коэффициент объемного расширения нефти, в пластовых условиях, принимается по исходным данным или определяется по результатам лабораторных исследований, по расчету, по известной номограмме,по приближенным формулам где рн-плотность нефти в ст. условиях, кг/м 3,принимается по исходным данным Гф- газовый фактор, м 3/м 3, принимается по исходным данным. Недостатком известного способа является то,что, обеспечивая вертикальный фронт вытеснения нефти вытесняющим рабочим агентом в виде водогазовой смеси или водогазовой смеси,обработанной пенообразующим ПАВ, плотностью,равной плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, он, этот способ, не обеспечивает условия для достижения равномерности продвижения этого вертикального фронта вытеснения. Сущность недостатка известного способа заключается в том, что характер фронта вытеснения в пласте в значительной степени зависит от соотношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. При соотношении вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях, в диапазоне 7(плнпл /впл )13, движение водонефтяного контакта становится неустойчивым,сопровождающимся опережающим образованием языков обводнения и прорывом воды к добывающим скважинам (фиг.2) Ю.В. Желтов,В.И.Кудинов, Г.Е. Малофеев // Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. - М.-Нефть и газ 1997 г Таким образом, если в известном техническом решении водогазовая смесь, а также водогазовая смесь, обработанная ПАВ, при соотношении вязкостей нефти и воды, в пластовых условиях,окажется в диапазоне 7(плнпл / впл )13,то процесс водогазового воздействия (ВГВ) будет характеризоваться не устойчивым вытеснением. В результате этого вытеснение нефти водогазовой смесью будет сопровождаться образованием языков обводнения и опережающим прорывом воды и газа к добывающим скважинам, повышением темпа обводнения продукции скважин, нерациональным расходом газа, снижением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Наиболее близким к заявленному изобретению является способ разработки продуктивного пласта месторождения, предусматривающий воздействие на пласт водным раствором высокомолекулярного хорошо растворимого в воде полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,05-0,1 вес., обеспечивающим устойчивое вытеснение нефти загущенной водой при соблюдении граничных условий 7 пл (плнпл /взагущпл )13, (8.1) вязкость,нпл /взагущплнпл -вязкость нефти, в пластовыхпл условиях взагущпл загущенной воды, в пластовых условиях. Для оптимизации процесса вытеснения нефти загущенной водой в продуктивный пласт закачивают водный раствор загущенной воды с образованием оторочки, составляющей примерно 15 от порового объема пласта, которую затем проталкивают обычной водой, в результате чего процесс характеризуется устойчивым вытеснением, близким к поршневому вытеснению (длина неустойчивости языков очень мала) Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов,Г.Е. Малофеев // Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах.- М.-Нефть и газ - 1997 г Прототип. Недостатком этого известного способа является то, что этим способом предусматривается закачка в пласт загущенной воды, а не водогазовой смеси. Не предусмотренная в этом способе в вытесняющем рабочем агенте (в загущенной воде) газовой составляющей существенно снижает эффективность процесса вытеснения пластовой нефти. Кроме того,в слоисто-неоднородных пластах,чаще встречающихся на практике, эффективность технологий вытеснения нефти рабочим агентом повышенной вязкости оказывается значительно ниже, чем в микроординарных пластах. Объясняется это тем, что на начальном этапе внедрения технологии закачки рабочего агента повышенной вязкости путем использования в качестве жидкой составляющей-загущенную воду, процесс, как правило, сопровождается увеличением текущих дебитов скважин, так как рабочий агент повышенной вязкости демонстрирует более эффективный процесс вытеснения нефти из высокопроницаемых слоев. Но в процессе внедрения технологии, возможно, что в условиях проницаемостной неоднородности коллектора низкопроницаемые слои будут заблокированы рабочим агентом повышенной вязкости и не задействованы процессом вытеснения, или этот процесс в этих слоях окажется менее эффективным. В результате этого процесс вытеснения нефти рабочим агентом повышенной вязкости может привести к снижению конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Целью заявленного изобретения является повышение эффективности разработки продуктивного пласта месторождения и увеличение конечного коэффициента извлечения нефти за счет совершенствования процесса водогазового воздействия (ВГВ). 3 Цель достигается тем, что в предполагаемом изобретении нарядус достижением значения величин соотношения закачиваемых объемов газа и воды в водогазовой смеси(ВГС),в пластовых условиях,в рекомендованных пределах КВГВ пл 0,2-0,5,определяемых по формуле(9) КВГВ пл г ВГВ пл/в ВГВ пли приданием фронту вытеснения вертикального профиля путем закачки в пласт водогазовой смеси, в пластовых условиях, по плотности, равной плотности пластовой нефти по условию формулы(ВГСпл) согласно известному способу О.С.Герштанский, М.И. Курбанбаев, Б.Т. Муллаев,и др. //Заявка на изобретение Республики Казахстан 2009/1038.1 от 13.08.2009 г. Способ разработки нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействиярасхода газа, в пластовых условиях, по формуле (2.1), преобразованной в формулу расхода воды, в пластовых условиях, по формуле (4) в ВГВ плсмплг ВГВ пл, м 3/сут где рв загущ пл -плотность загущенной воды, в пластовых условиях, допускаем равной плотности обычной воды (рв загущ пл рв пл), поскольку сам загуститель характеризуется невысокой величиной плотности, для достижения требуемой в практических целях вязкости загущенной воды необходим незначительный расход загустителя, а плотность загущенной воды незначительно изменяется в пластовых условиях, т.е. допускаем рв загущ плрв рн пл и рг пл - плотность нефти и газа, в пластовых условиях,кг/м 3 определяются по исходным данным мпл расход водогазовой смеси, закачиваемой в пласт, в пластовых условиях, м 3/сут, определяется, например, по условию мплв комп, м 3/сут(10) в комп -объем воды, закачиваемой в скважину в режиме компенсации при обычной технологии заводнения, в пластовых условиях, м 3/сут,определяется по исходным данным обеспечивается устойчивость фронта вытеснения водогазовой смеси (ВГС) за счет достижения величины ее вязкости в пределах значений, рекомендованных, исходя из соотношения вязкостей составляющих ее нефти и водогазовой смеси, в пластовых условиях, отвечающих граничным условиям соотношения обеспечивается оптимальная величина вязкости водогазовой смеси (ВГС) (ВГС пл), соответствующая максимальному объему нефти н ВГВ ,извлеченному из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его 4 разработки оторочкой водогазовой смеси (ВГС), с последующим продвижением ее обычной водой,определяемого путем построения кривой зависимости объемов нефти, вытесненных за весь срок разработки с использованием оторочки водогазовой смеси (ВГС) различной вязкости, от соответствующих величин вязкости оторочки водогазовой смеси (ВГСобеспечивается величины вязкости водогазовой смеси (ВГС), наряду с оптимальным значением в пределах граничных условий по (8.2), максимальному объему нефти н ВГВ , извлекаемому из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки оторочкой водогазовой смеси(ВГС) с последующим продвижением ее обычной водойобеспечивается, наряду с оптимальным значением величины вязкости водогазовой смеси(ВГС), как соответствующей граничным условиям по соотношению (8.2) и максимальному объему нефти н вгвизвлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки оторочкой водогазовой смеси (ВГС) с последующим продвижением ее обычной водой,также соответствие этой величины составляющей ее значению величины вязкости загущенной воды,определяемой путем решения уравнения А.Эйнштейна ВГСпл оптв загущ пл опт(1 уг ВГС пл)(11) относительно величины вязкости загущенной воды в загущ пл оптВГСпл опт/1 уг ВГС пл)(12)обеспечивается, наряду с оптимальным значением величины вязкости загущенной воды (в загущ пл опт),определяемой по формуле (12), возможность соответствия этой величины равенству плотностей нефти и вытесняющего агента, в пластовых условиях(ВГС плн пл), принятому по условию формулы (1),определяемой, преобразовав формулу (12) в формулу следующего вида достигается оптимизация процесса вытеснения нефти водогазовой смесью (ВГС) путем закачки в продуктивный пласт оторочки водогазовой смеси в объеме примерно 15 от порового объема пласта,проталкиваемой затем обычной водой,где в загущ пл опт и ВГС пл опт - оптимальные значения величин вязкости загущенной воды и водогазовой смеси(ВГС) у-коэффициент, рекомендуется у 2,4 г ВГС пл коэффициент истинного объемного газосодержания водогазовой смеси (ВГС), в пластовых условиях, для соблюдения равенства плотностей нефти и вытесняющего агента, в пластовых условиях (ВГС плн пл) по условию формулы (1), величина коэффициента истинного объемного газосодержания(г ВГС плг ВГВ пл/мпл) заменяется (см. формулу 2.2) на соответствующее КВГВ пл (см. формулу 9) Пояснение Необходимость преобразования формулы (12), а, следовательно, и уравнения А.Эйнштейна (11), в формулу (13) состоит в том,что оптимальная величина вязкости водогазовой смеси (ВГС) в уравнении А. Эйнштейна (11) определяется не только в зависимости от оптимальной величины вязкости загущенной воды(в загущ пл), но и от величины коэффициента истинного объемного газосодержания (г ВГС пл),значение которой, в случае принятия решения по обеспечению равенства плотностей нефти и вытесняющего агента, в пластовых условиях, т.е. при выполнении условия (рВГС плн пл) по формуле(1), определяется по формуле (14). Предполагаемое изобретение осуществляется следующим образомна основании геологической изученности залежи производится построение геологической модели эксплуатационного объекта,и предварительно обосновывается целесообразность реализации технологии ВГВ(по объему извлекаемой нефти,наличию герметичных покрышек пласта, отсутствию тектонических нарушений и др.)по результатам геологической модели производится построение гидродинамической модели этого же эксплуатационного объекта, и также производятся предварительные уточнения целесообразности реализации ВГВ (по остаточному объему извлекаемой нефти, проницаемостной неоднородности коллектора,состоянию добывающих и нагнетательных скважин и др.)производятся расчеты объема извлечения нефти за счет технологии водогазового воздействия (ВГВ) с использованием водогазовой смеси (ВГС) по плотности равной плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях (ГВС плн пл), а по вязкости - в рекомендуемых граничных условиях 7 ВГС (ВГС плн пл/ВГС пл) 13 по формуле (8.2) производится построение кривой функциональной зависимости суммарного объема извлеченной нефти при ее вытеснении водогазовой смесью (ВГС) от различных значений вязкости ВГС в рекомендованных пределах 7 ВГС пл 13 (ВГСплн пл/ВГС пл) согласно граничным условиям по формуле (8.2) (ВГС плн извл, отображенной на фиг.3 по зависимости ВГС плн извл определяется оптимальное значение величины вязкости вытесняющего агента - водогазовой смеси (ВГС) ВГС пл опт (см. фиг.3)определяется в водогазовой смеси (ВГС) оптимальной вязкости (ВГС пл опт) значение оптимальной величины вязкости загущенной воды,в пластовых условиях (в загущ пл), путем решения уравнения А. Эйнштейна (11) относительно этой величины по формуле (12) в загущ пл оптв пл опт/(1 уг ВГС пл)обеспечивается, наряду с достижением в водогазовой смеси (ВГС) оптимальной вязкости(ВГС пл опт) оптимального значения величины вязкости загущенной воды (в загущ пл опт), определяемой по формуле (12), возможность достижения значения величины оптимальной вязкости (ВГС пл опт) соответствия равенству плотностей вытесняемой нефти и вытесняющего агента, в пластовых условиях (ВГС плн пл), по условию формулы (1), путем определения этой величины по формуле (12), преобразованную в формулу (13) объем водогазовой смеси (ВГС), закачиваемый в продуктивный пласт нефтегазового месторождения для создания оторочки в объеме 15 от порового объема пласта, определяется по формуле в ВГВ 0,15 н ВГВ ах/н пл, м 3,(15) где н ВГВ ах - суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем вытеснения оторочкой водогазовой смеси (ВГС) оптимальной вязкости ВГС пл опт, с последующим ее проталкиванием обычной водой, тонн, определяемое по кривой зависимости ВГС плн извл (см. фиг.3) н пл плотность нефти, в пластовых условиях, кг/м 3,принимается по исходным данным определяется оптимальная величина концентрации в водном растворе реагентазагустителя, как соответствующая оптимальной величине вязкости загущенной воды, в пластовых условиях (в загущ пл опт), определенной по формуле(13),путем построения по результатам лабораторных исследований кривой функциональной зависимости вязкости загущенной воды от концентрации в растворе реагентазагустителя (в загущ плр-3) ), и нахождения на этой кривой значения оптимальной величины концентрации в водном растворе реагентазагустителя р-3) опт) (фиг.4)определяется оптимальный расход реагентазагустителя в виде сухого порошка за период закачки в составе водогазовой смеси (ВГС) загущенной воды с созданием оторочки в объеме 15 от порового объема пласта по формуле где в загущ пл - объем загущенной воды оптимальной вязкости в загущ пл опт, необходимый для закачки в продуктивный пласт в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта при реализации предполагаемого изобретения, м 3,определяется выше по (15) С(р-3) опт - оптимальная массовая концентрация реагента-загустителя в водном растворе оптимальной вязкости в загущ пл опт определяется из функциональной зависимости этой величины от величины вязкости загущенной воды (в загущ пл-з) путем построения кривой по результатам лабораторных исследований (см. фиг.4).определяется продолжительность периода реализации технологического процесса 5 водогазового воздействия (ВГВ), за который будет создана оторочка, объемом 15 от порового объема продуктивного пласта, по формуле Тлетв Г/квмпл 365, лет(17) где скв-количество нагнетательных скважин, ед.,принимается по исходным данным мпл - объем водогазовой смеси (ВГС), в пластовых условиях,закачиваемой в одну скважину, м 3/сут, принимается по исходным данным согласно условию по формуле(9) смплв комт 365-количество дней в году. Определенные по заявленному способу все необходимые параметры технологического процесса водогазового воздействия(ВГВ) позволяют приступить к его реализации. Технологическая схема осуществления предполагаемого изобретения В качестве устройства для реализации заявленного способа, т.е. для создания и закачки в пласт водогазовой смеси с заданным соотношением фаз, определяемым выражением (2), (3) и (11),можно использовать насос в сочетании с компрессором,жидкостногазовый эжектор(водоструйный насос) или, так называемую,насосно-бустерную установку с бустерными приставками - камерами смешения, а также блочную дозаторную установку(типа Бр-10) для дозированной подачи в поток воды водорастворимого загустителя,например,полиакриламид и др., и пенообразователя (типа алкилбензолсульфонат сульфонол, проксанол и др.). На фиг.5 показана примерная схема осуществления способа разработки нефтяного месторождения с применением ВГВ, включающая источник технического водоснабжения 1,подпорный насос 2, насосно-бустерную установку 3,газопровод от источника газоснабжения 4,дожимной компрессор 5, регулятор давления 6,водораспределительный блок(ВРБ) 7,нагнетательные скважины 8, блочную дозаторную установку (типа Бр-10) 9. Способ осуществления предполагаемого изобретения Техническая вода из источника водоснабжения по водоводу 1 через подпорный насос 2 поступает в насосно-бустерную установку 3. Газ, например попутный, от источника газоснабжения 4, через дожимной компрессор 5 и регулятор давления 6 поступает на прием той же насосно-бустерной установки 3. В насосно-бустерной установке 3,снабженной бустерными приставками - камерами смешения, происходит образование газоводяной смеси, ее дожатие до требуемого давления, после чего водогазовая смесь через водораспределительный блок(ВРБ) 7 распределяется по скважинам 8 и закачивается в пласт. Для образования и стабилизации пенообразной водогазовой смеси требуемой вязкости в поток воды, поступающей от подпорного насоса 2 на вход в насосно-бустерную установку 3, с помощью блочной дозаторной установки (типа Бр-10) 9 предусматривается подача загустителя с 6 пенообразующим ПАВ (типа алкилбензолсульфонат синтетического анионного поверхностноактивного экологически безвредного и биоразлагаемого вещества сульфонол, проксанол и др.), определение расхода которого по оптимальной концентрации (С(р-3) опт) производится путем построения зависимости вязкости загущенной воды от концентрации в растворе загустителя вз пл 3) ) (см. фиг.4). Расчетные параметры процесса при реализации заявленного способа на примере гипотетического продуктивного пласта нефтегазового месторождения,близкого по параметрам продуктивному пласту месторождениям Каламкас,Республики Казахстан, произведены по исходным данным, расчетам и результатам лабораторных исследований, и представлены в табличном и графическом отображении в таблицах 1 и 2 и на фиг.3, 4 и 5. Пример(численный) реализации предполагаемого изобретения Скважина нагнетательная (гипотетическая), по параметрам близкая к условиям месторождения Каламкас Исходные данные, используемые в расчете,приведены в таблицах 1 и 2. Объем воды, закачиваемой в пласт в нагнетательную скважину, планируемую к переводу на ВГВ, при обычном заводнении в режиме компенсации отбора составляетв стандартных условияхв единицах объема (по исходным данным) в 3 комп 170 м /сутв единицах веса) в комп 10-3 вв комп, т/сут (18) в комп 10-31073170182,41 т/сутв пластовых условияхв единицах объема в комп плВв плв комп, м 3/сут (19) в комп 1,0170170 м 3/сут,где Вв пл - объмный коэффициент воды, в пластовых условиях, можно допустить вв пл 1,0 в пл-плотность воды, в пластовых условиях, кг/м 3,определяется по (5) в плрв/Вв пл, кг/м 3 в пл 1073/1,01073 кг/м 3 где в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, по исходным данным, рв 1073 кг/м 3 вв пл коэффициент объемного расширения воды, в пластовых условиях, определяется по расчету,обычно допускают вв пл 1,0 При проектировании оптимальных параметров водогазового воздействия(ВГВ),расход закачиваемой в скважину водогазовой смеси (ВГС),в пластовых условиях, определяетсяв общем случае решением уравнения (4) относительно смпл смплг ВГС плв ВГС пл, м 3/сут (20)в данном Примере расход воды, закачиваемой в ту же скважину в сложившихся условиях обычного заводнения, обеспечивающий компенсацию отбора,принимается согласно условию по формуле (10) и исходным данным (см. табл. 2) смплв комп, м 3/сут 170 м 3/сут. Задавшись равенством плотностей вытесняющего рабочего агента и вытесняемой нефти, в пластовых условиях, т.е. условием по формуле (1) ГВС загущ плн пл, кг/м 3884 кг/м 3,определим в закачиваемой водогазовой смеси,соблюдая условие по формуле (1), расходгаза, в пластовых условиях, по формуле (2.2) решив относительно г ВГВ пл уравнение (3) ВГС пл(Рг плг ВГС плв пл в ВГС пл)/смпл,кг/м 3, воды, в пластовых условиях, по формуле (4) в ВГС плсмпл - г ВГС пл, м 3/сут в ВГС пл 170 - 32,1226137,8774 м 3/сут,где смпл - расход водогазовой смеси,закачиваемой в пласт в процессе реализации ВГВ, в пластовых условиях, м 3/сут, примем по условию формулы (9) смпл 170 м 3/сут н пл - плотность нефти, в пластовых условиях, кг/м 3, по исходным данным, н пл 884 кг/м 3 рв загущ плплотность загущенной воды, в пластовых условиях, кг/м 3,определим по формуле (6) в загущ плв/Вв пл, кг/м 3 в загущ пл 1073/1,01073 кг/м 3 где рв загущ - плотность загущенной воды, в стандартных условиях, кг/м 3, допускаем в загущ в в-плотность загущенной воды, в стандартных условиях, кг/м 3, по исходным данным, рв 1073 кг/м 3 вв пл-коэффициент объемного расширения воды, в пластовых условиях, допускаем вв пл 1,0 рг плплотность газа, в пластовых условиях, кг/м 3,определим по формуле г-плотность газа, в ст. условиях, кг/м 3, примем по исходным данным, г 0,82 кг/м 3. Значение величины соотношения закачиваемых объемов газа и воды в водогазовой смеси (ВГС), в пластовых условиях, обеспечивающее равенство, в пластовых условиях, плотностей вытесняющего рабочего агента и вытесняемой нефти, т.е. условие(ВГС плн пл) по формуле (1), определим по формуле (9) КВГВ плг ВГС пл/г ВГС пл КВГВ пл 32,1226/137,87740,233. Обеспечим устойчивость фронта вытеснения водогазовой смеси (ВГС) за счет достижения оптимальной величины ее вязкости, определяемой по формуле (11) в предельных значениях,рекомендованных,исходя из соотношения составляющих ее вязкостей нефти и водогазовой смеси, в пластовых условиях, т.е. отвечающих рекомендованным граничным условиям по условию нпл /ВГСпл )13, гдепл - соотношение вязкостей нефти и водного раствора загущенной воды, в пластовых условиях, принимаем согласно граничных условий(8) в пределах 713 ВГС пл вязкость водогазовой смеси (ВГС) в загущ-вязкость загущенной воды укоэффициент, рекомендуется у 2,4 н пл -вязкость пластовой нефти, сПз, определяется по исходным даны (по результатам лабораторных исследований),н пл 17,6 сПз г пл-коэффициент истинного объемного газосодержания, в пластовых условиях. Обеспечим фронту вытеснения вертикальный профиль путем закачки в пласт водогазовой смеси по плотности, в пластовых условиях, равной плотности пластовой нефти по условию формулы(1). Поскольку в уравнении А. Эйнштейна (11) величина вязкости водогазовой смеси (ВГС) зависит не только от вязкости загущенной воды (в загу пл), но и от величины коэффициента истинного объемного газосодержания (г пл), то соблюдение условиях(ВГС пл н пл) по формуле (1) достигается путем определении величины г ВГС пл по формуле (14) Определенные соответственно по формулам (9) и(14) значения величин соотношения закачиваемых объемов газа и воды в водогазовой смеси (ВГС)(Квгв пл 0233) и коэффициента истинного объемного газосодержания, в пластовых условиях(фг вгс пл 0 Л 89), обеспечивают выполнение принятого условия (РВГС пл Рн пл) по формуле (1). Доказательством этому является взаимозависимость величин г ВГС пл и КВГС пл, выраженная формулой Как следует из результатов расчета,определенные по формулам (14) и (22) значения величины г ВГС пл 0,189 - тождественны, что является доказательством взаимозависимости между величинами г ВГС пл и КВГВ пл, т.е. соблюдения условия (ВГС плн пл) по формуле (1). По результатам построения геологической и гидродинамической моделей и расчетов объемов извлеченной нефти при реализации технологии водогазового воздействия (ВГВ) с использованием водогазовой смеси (ВГС) по плотности равной плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях (ВГС пл н пл), а по вязкости - различной, в рекомендованных пределах граничных условий 7 ВГС (ВГСплнпл /ВГСпл )13, по формуле(8.2), строим кривую зависимости суммарного объема извлеченной нефти от вязкости водогазовой 7 смеси (ВГС), в пластовых условиях, (ВГС пл н извл) (см. фиг.3). По кривой зависимости ВГС пл н извл определим оптимальное значение величины вязкости вытесняющего агента - водогазовой смеси(ВГС), соответствующей максимальному объему нефти, извлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия, за весь срок разработки, составившей ВГС пл опт 1,95 сПз (см. фиг.3). Определим в водогазовой смеси (ВГС) оптимальную величину вязкости загущенной воды,в пластовых условиях (в загущ пл опт), решив уравнение (12) относительно в заг пл опт, придав ему вид, соответствующий формуле (13) где ВГС пл опт оптимальная величины вязкости вытесняющего агента - водогазовой смеси (ВГС),сПз, определяется по кривой зависимости ВГС плн извл, соответствующая максимальному объему нефти, извлекаемому из продуктивного пласта нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия за весь срок разработки, составившая ВГС пл опт 1,95 сПз (см. фиг.3). Определим объем водогазовой смеси (ВГС),нагнетание которого в продуктивный пласт нефтегазового месторождения обеспечит создание оторочки объемом 15 от порового объема пласта,по формуле (15) в Г 0,15 н Г /н пл, м 3 в Г 0,1540873,29/0,8846935,5 тыс. м 3,где рн пл-плотность нефти, в пластовых условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным, рн 3 пл 0,884 т/мн Г ах- суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем вытеснения оторочкой водогазовой смеси (ВГС) оптимальной вязкости ВГС пл опт с последующим ее проталкиванием обычной водой, тонн, согласно кривой зависимости ВГС плн извл величина в Г ах 40873,29 тыс.т. (см. фиг.3). Определим расход реагента-загустителя в виде сухого порошка за период закачки в составе водогазовой смеси (ВГС) загущенной воды, с созданием оторочки ВГС в объеме 15 от порового объема пласта, по формуле (16) где в загущ - объем загущенной воды оптимальной вязкости (в загущ пл опт), необходимый для закачки в продуктивный пласт в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта, при реализации предполагаемого изобретения, м 3,определяется выше по (14) С(р-з) опт - оптимальная массовая концентрация реагента-загустителя в водном растворе, соответствующая оптимальной вязкости в загущ пл опт, , определяется из функциональной зависимости этой величины от величины вязкости загущенной воды (в загущ пл опт(р-з, путем построения кривой по результатам лабораторных исследований, согласно кривой для в загущ пл опт 1,34 сПз величина (р-з) 0,3 масс.(см. фиг.4). Определим продолжительность периода реализации технологического процесса водогазового воздействия (ВГВ), за который будет создана оторочка ВГС, объемом 15 от порового объема продуктивного пласта, по формуле (17) лет в ВГВ/квмпл 365, лет Тлет 6935500/221703655,08 лет где скв-количество нагнетательных скважин, ед.,по исходным данным скв -22 мпл объем водогазовой смеси (ВГС), в пластовых условиях,закачиваемой в 1 скважину, м 3/сут, согласно условия по формуле (9) и исходным данным мплв комп 170 м 3/сут 365-количество дней в году. Согласно результатам расчета по формуле (17),продолжительность периода реализации технологического процесса водогазового воздействия (ВГВ) составит примерно 5 лет. Определив, таким образом, все необходимые параметры заявленного технологического процесса водогазового воздействия (ВГВ), приступают к его реализации. Таблица 1 Геолого-промысловая характеристика пласта и показатели базового варианта его разработки Пласт Гологически Площадь Тип Плотность Вязкость Извлекаемые Коэффициент гипотетического е запасы нефтеносность, м 2 коллектора нефти, в ст. нефти в запасы нефти, извлечения месторождения А нефти, тыс. т Таблица 2 Слоисто-неоднородный пласт гипотетического месторождения А 8 Значения для условий Каламкас 4 22 170 1073 1073 1,0 884 17,5 0,6 1,049 ед. Фактический объем воды, закачиваемой в сважинуКОМП м 3/сут Плотность воды, в пластовых условиях в пл кг/м 3 Плотность воды, в стандартных условиях в кг/м 3 Объмный коэффициент воды, в пластовых условиях вв пл Плотность нефти, в пластовых условиях кг/м 3 Вязкость нефти, в пластовых условиях н пл сПз Вязкость воды, в пластовых условиях в пл сПз Объмный коэффициент нефти, в пластовых вн пл условиях Коэффициент сверхсжимаемости газ, в пластовых пл 0,9642 условиях Плотность газа, в стандартных условиях г кг/м 3 0,82 Давление пластовое Рпл МПа 9,2 Температура пластовая Тпл К 315 Давление стандартное К 293 Исходные данные, используемые при расчетах технологического процесса ВГВ по заявленному способу ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения вытеснением вязкой нефти оторочкой водогазовой смеси плотностью, в пластовых условиях, равной плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, по формуле (1) ГВС плн пл, кг/м 3,с последующим проталкиванием ее обычной водой, включающий подготовку водогазовой смеси в рекомендуемом объеме 15 от порового объема пласта дожатие до рабочего давления, подвод к забою скважины и закачку в продуктивный пласт,отличающийся тем, что, оптимальная величина вязкости водогазовой смеси, в пластовых условиях,принимается такой,которая обеспечивает максимальный объем нефти, извлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальная величина вязкости водогазовой смеси(ГВС пл), соответствующая максимальному объему нефти н ВГВ , извлекаемой из продуктивного пласта нефтегазового месторождения за весь срок его разработки оторочкой водогазовой смеси с последующим проталкиванием ее обычной водой,определяется на основе геологического и гидродинамического моделирования продуктивного пласта нефтегазового месторождения,соответствующих гидродинамических расчетов и последующего построения кривой функциональной зависимости объемов нефти, вытесненных из продуктивного пласта за весь срок разработки с использованием оторочки водогазовой смеси различной вязкости, от соответствующих величин вязкости оторочки водогазовой смеси, то есть построения кривой функциональной зависимости н ВГВ (ВГС пл). 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальная величина вязкости загущенной воды в водогазовой смеси, в пластовых условиях (в загущ пл опт),определяется в зависимости от соответствующей оптимальной величине вязкости водогазовой смеси(ВГС пл опт), по формуле (12) в загущ пл оптГВС пл опт /(1 уг ВГС пл),где в загущ пл опт и ВГС пл опт -оптимальные значения величин вязкости загущенной воды и водогазовой смеси, в пластовых условиях у-коэффициент,рекомендуется у 2, 4 г ВГС пл - коэффициент истинного объемного газосодержания водогазовой смеси, в пластовых условиях. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что,наряду с достижением в водогазовой смеси оптимального значения величины вязкости загущенной воды (в загущ пл опт), определяемой по формуле (12), обеспечивается равенству плотностей вытесняемой нефти и вытесняющего агента, в пластовых условиях (ГВС пл н пл), по условию формулы (1), путем определения этой величины по формуле (13) в загущ пл оптВГС пл опт/ где в загущ пл - плотность загущенной воды, в пластовых условиях, допускаем равной плотности обычной воды, в пластовых условиях укоэффициент, рекомендуется у 2, 4 н пл и г пл плотность нефти и газа в пластовых условиях. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем водогазовой смеси, закачиваемый в продуктивный пласт нефтегазового месторождения для создания оторочки в объеме 15 от порового объема продуктивного пласта, определяется по формуле где н ВГВ- суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем вытеснения оторочкой водогазовой смеси оптимальной вязкостиВГС пл опт с последующим ее проталкиванием обычной водой,тонн, определяется по кривойн ВГВ(ВГС пл) рн 3 пл - плотность нефти, в пластовых условиях, т/м ,принимается по исходным данным. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что расход загустителя в виде сухого порошка,используемого за период закачки загущенной воды с созданием оторочки в объеме 15 от порового объема пласта, определяется по формуле (16) где в загущ - объем загущенной воды оптимальной вязкости в загущ пл опт, в общем объеме водогазовой смеси смпл, закачиваемой в продуктивный пласт в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта при реализации предполагаемого изобретения, м 3, определяется выше по формуле (14) Ср-з вязкости в загущ пл опт, , определяется из функциональной зависимости этой величины Ср-з - от величины вязкости загущенной воды (в загущ пл опт), путем построения по результатам лабораторных исследований кривой зависимости в загущ пл оптС(р-з). 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что продолжительность периода реализации технологического процесса водогазового воздействия, за который будет создана оторочка,объемом 15 от порового объема продуктивного пласта, определяется по формуле (17) Тлетсмпл/скв смпл 365, лет,где смпл - объем водогазовой смеси,закачиваемый в продуктивный пласт нефтегазового месторождения для создания оторочки в объеме 15 от порового объема пласта, м 3 скв количество нагнетательных скважин,ед.,принимается по исходным данным смпл - объем водогазовой смеси, в пластовых условиях,закачиваемый в одну скважину, м 3/сут, принимается по исходным данным согласно условию по формуле