Способ разработки продуктивного пласта месторождения вытеснением вязкой нефти загущенной водой

КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(57) Изобретение относится к способу разработки продуктивного пласта месторождения вытеснением вязкой нефти загущенной водой при добыче нефти и газа и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтегазового месторождения. Предложенный способ разработки продуктивного пласта месторождения отличается от известных способов закачки в пласт оторочки загущенной воды, которую затем проталкивают обычной водой, тем, что для повышения нефтеотдачи и снижения обводннности добываемой продукции,в пласт,характеризующийся слоистой проницаемостной неоднородностью, закачивают оторочку загущенной воды оптимальной вязкости, обеспечивающей максимальное извлечение нефти за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения.(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Курбанбаев Мурат Избергенович Досмухамбетов Махамбет Джолдаскалиевич Саенко Ольга Бертовна(73) кционерное общество Казахский 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(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫТЕСНЕНИЕМ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ЗАГУЩЕННОЙ ВОДОЙ Изобретение относится к способу разработки продуктивного пласта месторождения вытеснением вязкой нефти загущенной водой в области добычи нефти и газа, в частности, для эффективного решения вопросов повышения коэффициента нефтеотдачи пласта, снижения интенсивности обводнения добываемой продукции, увеличения темпов отбора и, соответственно, снижения сроков разработки месторождений. Как известно, месторождение представляется одним или несколькими продуктивными пластами. При разработке продуктивного пласта месторождения вытеснением нефти водой или другими рабочими агентами характер фронта вытеснения в значительной степени зависит от соотношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, которое можно представить в следующем виде Изобретение относится к способу разработки продуктивного пласта месторождения вытеснением вязкой нефти загущенной водой в области добычи нефти и газа, в частности, для эффективного решения вопросов повышения коэффициента нефтеотдачи пласта, снижения интенсивности обводнения добываемой продукции, увеличения темпов отбора и, соответственно, снижения сроков разработки месторождений. Как известно, месторождение представляется одним или несколькими продуктивными пластами. При разработке продуктивного пласта месторождения вытеснением нефти водой или другими рабочими агентами характер фронта вытеснения в значительной степени зависит от соотношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов, которое можно представить в следующем виде К подв(к в /в ) /(к н /н ),(1) где кв , к н ,в ,н - фазовые проницаемость и динамические вязкости воды и нефти. Известен способ разработки месторождения с применением полимерно-гелиевого заводнения(Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б., Батырбаев М.Д. // Создание и промышленное внедрение технологии физико-химического воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений полимерно-гелиевой системы Темпоскрин технологии нового поколения.- Нефтепромысловое дело.-8.- 2006 г.) Известный способ, включающий закачку растворов полимеров, способных к последующему образованию гелей в пласте, характеризуется эффективностью, как с начала, так и на последующих этапах разработки месторождения в период добычи высокообводненной продукции. Образующийся гель выравнивает профили приемистости нагнетательданых скважин,обеспечивая равномерное продвижение фронта вытеснение, в результате чего снижается темп обводнения продукции скважин, достигается повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 10. Однако известный способ разработки месторождения при реализации в слоистонеоднородных пластах имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что загущенная до гелеобразного состояния вода проникает в первую очередь в высокопроницаемые слои, не охватывая слои с низкой проницаемостью, тем самым снижая эффективность тем, что величина вязкости водного раствор загущенной воды,обладающей структурно механическими свойствами, в низкопроницаемых слоях, где скорость течения значительно ниже, приобретает еще большее значение. В результате высокопроницаемые слои оказываются под эффективным вытеснением, а в низкопроницаемые слои рабочий агент повышенной вязкости проникает слабее или вовсе не проникает. Известен способ разработки нефтегазового месторождения, в котором, в целях достижения максимального объема извлеченной нефти, в качестве рабочего агента вытеснения применяется водогазовая смесь, по плотности равная плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях. (О.С. Герштанский, М.И. Курбанбаев, Б.Т. Муллаев, Ю.В. Мышакина. //Заявка на изобретение 2009/1038.1 от 13.08.2009 г. Способ разработки нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия). Недостатком известного изобретения является то, что его применение возможно в условиях наличия на месторождении ресурсов углеводородного газа в требуемых объемах. Наиболее близким к заявленному изобретению является способ разработки продуктивных пластов месторождений, содержащих нефти высокой вязкости в пластовых условиях, включающий закачку в пласт водного раствора высокомолекулярного хорошо растворимого в воде полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,05-0,1 вес. (Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев // Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах.- М.Нефть и газ - 1997 г.). При такой концентрации получается вязкий псевдопластический раствор,обладающий структурно-механическими свойствами и характеризующийся пониженным поверхностным натяжением на границе с нефтью. Для оптимизации процесса в продуктивный пласт закачивают оторочку водного раствора загущенной воды, составляющую примерно 15 от порового объема пласта, которую затем проталкивают обычной водой. В известном способе при соотношении вязкостей нефти и воды 13 (н /в ) процесс характеризуется устойчивым вытеснением, близким к поршневому вытеснению (длина неустойчивости языков очень мала), так как наибольшая эффективность вытеснения зависит от фильтрационных свойств системы (пористая среда, нефть, вода) и достигается при соотношении вязкостей нефти и воды в диапазоне Недостатком известного способа является то, что при больших значениях(13) и при обычном воздействии на нефти водой повышенной вязкости в пластовых условиях движение водонефтяного контакта становится неустойчивым. Это приводит к неравномерному фронту вытеснения, прорыву воды по наиболее проницаемым интервалам пласта с опережающим обводнением скважин. При вытеснении нефти известным способом, т.е. оторочкой загущенной воды,достигается незначительное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) - на 5-6. Наибольший эффект известного способа разработки месторождений вытеснением нефти загущенной водой достигается, когда технология реализуется с самого начала разработки месторождения и при реализации в сравнительно микроодно- родных продуктивных пластах. При реализации известного способа на последующих этапах разработки месторождения с добычей высокообводненной продукции, а также в слоисто-неоднородных пластах, т.е. в пластах с высокой проницаемостью в сочетании с большой слоистой проницаемостной неоднородностью(соответственно более 10-20 мПас и 0,001 до 5 мкм 2 и более), эффект от вытеснения нефти оторочкой загущенной водой снижается из высокопроницаемых прослоев, а низкопроницаемые прослои пласта оказываются неохваченными или слабо охваченными воздействием. В результате, на завершающем этапе разработки месторождения неизвлеченные или недоизвлеченные объемы нефти из этих слоев приводят к снижению конечного КИН,по сравнению с вытеснением нефти обычной водой. В итоге, реализация известного способа завершается существенным недобором объема нефти и нерациональными затратами денежных средств. Сущность заявленного изобретения заключается в повышении эффективности разработки продуктивного пласта месторождения, содержащего нефть высокой вязкости, путем закачки в пласт загущенной воды оптимальной вязкости,обеспечивающей максимальное извлечение нефти за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения, характеризующегося слоистой проницаемостной неоднородностью. Поставленная задача решается тем, что, на основании сравнительных технологических расчетов, определяется та оптимальная величина вязкости оторочки загущенной воды в пластовых условиях, которая по результатам общего срока разработки продуктивного пласта месторождения обеспечивает достижение максимального объема извлеченной нефти. Заявленный способ реализуется следующим образом На основании геологической изученности продуктивного пласта месторождения, на котором планируется реализация технологии, строится- геологическая модель эксплуатационного объекта гидродинамическая модель этого же эксплуатационного объекта. Расчетная модель для прогноза объемов извлеченной нефти при воздействии на пласт рабочим агентом различной вязкости, принимается с учетом схемы слоисто - и зонально-неоднородного пласта.(В.Д.Лысенко//Разработка нефтяных месторождений Теория и практика.- М.- Недра.1996 г.). Согласно этой модели нефтяной пласт представляется как состоящий из зон различной продуктивности с линейным размером /, а каждая зона - из набора слоев различной проницаемости в пределах фактического разноса этих значений для месторождения (продуктивного пласта). Изменение проницаемости по слоям и зонам имеет вероятностный характер. По результатам геологического и гидродинамического моделирования или с использованием других известных методов расчета с учетом схемы слоисто - и зонально-неоднородного пласта за весь срок разработки этого эксплуатационного объекта определяются- объем нефти, вытесненный при обычной технологии закачки воды объемы нефти н 1 , н 2 н, вытесненные оторочкой загущенной пласта с последующим проталкиванием ее обычной водой- оптимальная величина вязкости загущенной водыв опт , как соответствующая максимальному объему эксплуатационного объекта этой оторочкой загущенной воды с последующим проталкиванием ее обычной водой, путем построения кривой зависимости объемов нефти, вытесненных за весь срок разработки с использованием оторочки загущенной воды различной вязкости,от соответствующих величин вязкости оторочки загущенной воды, т.е. построения кривой- объем загущенной воды, закачка которого в продуктивный пласт месторождения обеспечивает создание оторочки объемом 15 от порового объема пласта, из следующего выражения где в - объем загущенной воды оптимальной 3 вязкостивопт , м , который необходимо закачать в продуктивный пласт месторождении в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта при реализации предлагаемого изобретения н-суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки месторождения (продуктивного пласта) путем вытеснения оторочкой загущенной воды оптимальной вязкостивопт , тонн кг/м , принимается по результатам лабораторных исследований- расход полиакриламида (ПАА) в виде сухого порошка за период закачки загущенной воды с созданием оторочки в объеме 15 от порового объема пласта с достаточным приближением из следующего выражения необходимо закачать на месторождении (в продуктивный пласт) в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта при реализации предполагаемого изобретения, определяемый выше по формуле (2) С ПАА -массовая концентрация полиакриламида вПААопт, , определяется из функциональной зависимости этой величины от величины вязкости загущенной воды определяемой по результатам лабораторных исследований. Определив, таким образом, оптимальный вариант реализации предлагаемого изобретения, т.е. оптимальную величину вязкости загущенной воды( вПААПАА ) , объем закачки загущенной воды,обеспечивающий создание оторочки рекомендуемого объема 15 от порового объема пласта, расход полиакриламида (ПАА) в виде сухого порошка за период закачки оторочки загущенной воды в объеме 15 от порового объема пласта,приступают к реализации предлагаемого изобретения. Если, по результатам расчетов с использованием гидродинамической модели эксплуатационного объекта или других известных методов определения объема извлеченной нефти при различных значениях вязкости вытесняющего агента в пределах этого объема извлеченной нефти, по сравнению с базовым вариантом, т.е. с вариантом вытеснения нефти обычной водой, не будет достигнуто, то от реализации технологии вытеснения нефти оторочкой загущенной воды следует отказаться. Пример (численный) реализации предлагаемого изобретения Реализация предлагаемого изобретения демонстрируется на примере продуктивного пласта гипотетического месторождения А, по геологопромысловой характеристике аналогичного горизонту Ю- месторождения Каламкас. Исходные данные Продуктивный пласт гипотетического месторождения А, площадью нефтеносности 67319 м 2, имеет среднюю эффективную толщину 11,7 м, характеризуется ярко выраженной слоистой 4 неоднородностью пористость изменяется от 18 до 42 со средним значением 22-29, проницаемость изменяется в широком диапазоне от нижнего предела - 11 мД, до нескольких тысяч мД. Геолого-промысловая характеристика пласта и показатели базового варианта его разработки при вытеснении нефти обычной водой приведены в таблице 1. Как следует из представленных данных,геологические запасы нефти по категориям В, С 1 и С 2 составляют 97783 тыс. т, извлекаемые запасы нефти при разработке продуктивного пласта традиционным методом путем вытеснения нефти обычной водой составляют - 37150 тыс. т,коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,38. Исходные данные и результаты расчетов,полученные на основании геологической изученности,а также геологического и гидродинамического моделирования продуктивного пласта гипотетического месторождения А,аналогичного геолого-промысловой характеристике горизонта Ю- месторождения Каламкас, при вытеснении нефти оторочкой загущенной воды различной вязкости сведены в таблицу 2. Для прогноза объемов извлеченной нефти при воздействии на пласт рабочим агентом различной вязкости принимается расчетная модель в виде зон различной продуктивности с линейным размером ,а каждая зона - из набора слоев различной проницаемости в пределах от 10 мД, до 10 тысяч мД с вероятностным характером изменения проницаемости по слоям и зонам. В результате выполненных расчетов установлено, что за весь срок разработки эксплуатационного объекта при вытеснении нефти обычной водой вязкостью в пластовых условияхвН 2 О 0,7 сПз объем извлеченной нефти составил нН 2 О 37157,54 тыс. тонн соответственно КИН 0,38. За весь срок разработки эксплуатационного объекта при вытеснении нефти оторочкой загущенной воды вязкостью в 1,17 сПз 1,6 сПз 1,95 сПз 1,76 сПз 2,51 сПз объемы извлеченной нефти соответственно составили н 37157,54 тыс. тонн 38000 тыс. тонн 39750 тыс. тонн 40130,14 тыс. тонн 40873,29 тыс. тонн 40130,14 тыс. тонн и соответственно КИН 0,39,5 0,4028 0,4104 0,4104. На рисунке 1 показана, по результатам расчетов,кривая зависимости объемов нефти, вытесненных за весь срок разработки эксплуатационного объекта, от соответствующих величин вязкости загущенной воды, т.е. кривая нв. Из представленной зависимости нвследует, что оптимальная величина вязкости загущенной водывопт 1,95 сПз соответствует максимальному объему нефти,вытесненной из эксплуатационного объекта загущенной водой н 40873,3 тыс. тонн,обеспечивая увеличение КИН примерно на 10. По максимальному объему нефти, вытесненной из эксплуатационного объекта загущенной водой,определяется объем загущенной воды, закачка которого в эксплуатационный объект обеспечивает создание оторочки объемом 15 от порового объема пласта, из формулы (2)в 15 н/н , м 3 ,3 где н- суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения путем вытеснения оторочкой загущенной воды оптимальной вязкостивопт тонн н - плотность нефти в ст. условиях, кг/м 3, по исходным данным н 910 кг/м 3. По объему загущенной воды оптимальной вязкостив ПАА опт обеспечивающей создание оторочки объемом 15 от порового объема пласта,определяется расход полиакриламида (ПАА) в виде сухого порошка за период закачки загущенной воды из формулы (3) где ПАА - объем загущенной воды оптимальной вязкостив опт , м 3, который порового объема пласта при реализации предполагаемого изобретения, определяемый выше по формуле (2), в 6737,35 тыс. м 3 С ПАА - массовая концентрация полиакриламида в ПАА опт , определяемая из функциональной зависимости этой величины от величины вязкости загущенной воды( вв ПАА ) результатам лабораторных исследований С ПАА 0,1. В приведенном примере, как следует из результатов расчета, для создания оторочки загущенной воды в объеме 15 от порового объема пласта потребуется закачать в пласт воды в объеме 6737,35 тыс. м 3, и за период закачки загущенной воды израсходовать полиакриламида (ПАА) в виде сухого порошка - 6,8 тыс. тонн. Таким образом, реализация заявленного способа обеспечивает повышение эффективности разработки продуктивного пласта месторождения путем вытеснения нефти загущенной водой оптимальной вязкости, а также позволяет, в соответствующих геолого-промысловых условиях,своевременно воздержаться от реализации разработки продуктивного пласта месторождения путем вытеснения нефти загущенной водой, если эта технология окажется не эффективной, избежав таким образом значительных затрат,нерациональность которых,пренебрегая заявленным изобретением, может выясниться слишком поздно, т.е. когда эти затраты уже будут понесены. необходимо закачать в продуктивный пласт месторождения в виде оторочки объемом 15 от Таблица 1 Геолого-промысловая характеристика пласта и показатели базового варианта его разработки Пласт ГологичесПлощадь Тип Плотность Вязкость Извлекаем Коэффициент гипотетическо кие Запасы нефтеносность, коллектора нефти, в ст. нефти в ые запасы извлечения го нефти,м 2 (средняя условиях, пластовых нефти,нефти,месторождени эффектив устыс. т яА Т 2 3 4 5 6 7 8 Горизонт Ю-1 97783 67319 Терригенный,910 17,6 37157,54 38(11,7) поровый Таблица 2 Исходные и расчетные значения при разработке продуктивного пласта месторождения вытеснением нефти загущенной водой Пп Продуктивный пласт гипотетического месторождения А Исходные и расчетные значения при вытеснении нефти вода оторочка загущенной воды обычная 3 4 5 6 7 8 97783 2 Геологические запасы нефти продуктивного пласта, тыс. тонн Плотность нефти в ст. условия, кг/м Вязкость нефти в пластовых условиях. сПз Вязкость загущенной воды в пластовых 0,7 условиях, сПз Продуктивный пласт гипотетического месторождения А Исходные и расчетные значения при вытеснении нефти вода оторочка загущенной воды обычная 23,7 15 11 10 9 7 Соотношение вязкости нефти и загущенной воды Извлекаемые запасы нефти за весь срок 37157,54 разработки эксплуатационного объекта,тыс. тонн Степень извлечения,38 Прирост извлеченной нефти за счет 0,0 вытеснения оторочкой загущенной воды различной вязкости,Объем оторочки загущенной воды, тыс. нет м Расход полиакриламида (ПАА), тонн нет ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разработки продуктивного пласта месторождения вытеснением вязкой нефти оторочкой загущенной воды с последующим ее проталкиванием обычной водой, включающий подготовку загущенной воды в рекомендуемом объеме 15 от порового объема пласта, дожатие до рабочего давления, подвод к устью нагнетательной скважины, транспорт к забою и закачку в пласт,отличающийся тем, что оптимальная величина вязкости загущенной воды в пластовых условиях принимается такой,которая обеспечивает максимальный объем вытеснения нефти из пласта за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальная величина вязкости загущенной водывопт , как соответствующая максимальному объему нефти н, вытесненному за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения оторочкой загущенной воды с последующим продвижением ее обычной водой, определяется путем построения кривой зависимости объемов нефти, вытесненных за весь срок разработки с использованием оторочки загущенной воды различной вязкости, от соответствующих величин вязкости оторочки загущенной воды,т.е. построения кривой Нв . 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что объем загущенной воды,закачка которого в продуктивный пласт месторождения обеспечивает создание оторочки объемом 15 от порового объема пласта, определяется из формулы (2)- суммарное максимальное количество нефти, извлекаемое за весь срок разработки продуктивного пласта месторождения путем вытеснения оторочкой загущенной воды оптимальной вязкостив опт последующим ее проталкиванием обычной водой, тоннн - плотность нефти в стандартных условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что расход полиакриламида (ПАА) в виде сухого порошка за период закачки загущенной воды с созданием оторочки в объеме 15 от порового объема пласта определяется из формулы (3) для закачки в продуктивный пласт месторождении в виде оторочки в объеме 15 от порового объема пласта при реализации предполагаемого изобретения, определяемый по формуле (2) С ПАА - массовая концентрация полиакриламида(ПАА) в водном растворе оптимальной вязкостив ПААопт, , определяется из функциональной зависимости этой величины от величины вязкости загущенной воды ( вПААПАА ) по результатам лабораторных исследований.