СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО И ГАЗОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Предлагаемое изобретение относится к методам увеличения нефтеотдачи нефтяных и газонефтяных залежей путем закачки природного или попутного нефтяного газа в нефтенасыщенные пласты.

Во многих нефтедобывающих регионах мира природный и попутно добываемый газ (ПНГ) закачиваются обратно в нефтесодержащие пласты для более полной выработки пластов и добычи большего количества нефти. Например, в Норвегии по данным журнала Нефтегазовая вертикаль (2011 год. - №5. - С. 70-71) каждый четвертый кубометр добытого шельфового газа был обратно закачан в пласты для поддержания давления и повышения нефтеотдачи.

В Российской Федерации известен положительный опыт закачки природного газа в продуктивные известняки Озеркинского нефтяного месторождения (стр. 233 книги «Химические методы в процессах добычи нефти» / А.У. Бакиров, В.Л. Барьюдин, Ю.Ю. Бахишев и др. - М.: Наука, 1987. - 239 с.). Закачка производится во вторичную газовую шапку, образовавшуюся при эксплуатации месторождения на истощении. В связи с этим закачка в нефтенасыщенный пласт ведется при давлении ниже давления насыщения нефти газом (Р_нас.=10,6 МПа), а именно при давлении в 8,0-10,0 МПа.

Наиболее близким по технологии исполнения к заявляемому изобретению является изобретение по патенту РФ за №2132937 Способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости (авторы: Закиров С.Н и др., опубл. 10.07.1999). По данной технологии закачку попутного нефтяного газа производят в одну или несколько нефтедобывающих скважин в циклическом режиме с периодами закачки газа и отбора нефти и растворенного газа. Периоды закачки газа и отбора нефти зависят от многих факторов, например от плотности сетки скважин, свойств пластовых флюидов и формы профиля скважин. С помощью наблюдательных скважин не допускается формирование искусственной газовой шапки. Последнее условие разработки месторождений, на наш взгляд, является следствием нескольких режимов эксплуатации нефтесодержащего пласта. К примеру, при поддержании забойного давления добывающих скважин выше величины давления насыщения нефти газом (Р_нас.) пластовое давление априори будет выше, чем Р_нас, и, как следствие, не будет предпосылок для появления и накапливания в пласте свободного газа.

Недостатком рассматриваемого прототипа, на наш взгляд, является неопределенность в величине пластового давления, поддержание которого обеспечивает максимальное нефтеизвлечение из пласта.

Технической задачей по изобретению является повышение эффективности разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа. В нефтенасыщенных коллекторах такого типа структура порового пространства имеет сложный характер и представлена кавернами размерами до нескольких мм, которые соединены трещинами и фильтрационными каналами значительно меньших размеров - до 0,5 мм. Способ разработки должен учитывать сложное строение пустотного пространства и обеспечивать движение нефти из каверн в сторону добывающих скважин по трещинам и каналам малых сечений.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что в способе разработки нефтяного или газонефтяного пласта, который заключается в циклической закачке через нагнетательные скважины в нефтесодержащий пласт природного или попутного нефтяного газа (ПНГ) и отборе нефти и газа из добывающих скважин, для нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа газ закачивают в пласт под давлением выше давления насыщения нефти газом, а добычу нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15%, причем в течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят, а в течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин осуществляют обратную картину - нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.

Рассмотрим по циклам предложенный способ разработки пласта.

Цикл закачки газа осуществляют при давлении выше давления насыщения нефти газом, отбор нефти и газа останавливают. Весь закачиваемый газ попадает в карбонатный пласт трещино-кавернозно-порового типа, растворяется в нефти и значительно снижает ее вязкость. Благодаря пониженной вязкости нефть с повышенным газосодержанием проникает через низкопроницаемые трещины и фильтрационные каналы в зону каверн малых и значительных размеров, а также в зону тупиковых пор, заполненных нефтью с пониженным газосодержанием. Нефть, содержащаяся в кавернах и тупиковых порах донасыщается газом за счет фильтрационных и диффузионных процессов, и это важно для эффективной разработки пласта во втором цикле предложенного способа.

Цикл отбора нефти с газом.

В продуктивном пласте трещино-кавернозно-порового типа давление понижают до величины ниже на 10-15%, чем давление насыщения нефти газом, путем соответствующего снижения давления на забое нефтедобывающих скважин. Закачку газа останавливают.

Рассмотрим изменение состояния нефти с растворенным газом, находящейся в кавернах различных размеров и тупиковых порах, после снижения давления в трещинах и кавернах карбонатного пласта. Из нефти начнет выделяться газ при снижении давления ниже Р_нас. Наиболее интенсивным этот процесс будет происходить на внутренней поверхности каверн и тупиковых пор, то есть на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти (источник информации: Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. - М.: Недра, 1982. - 311 с.).

Выделяющийся на межфазной поверхности из нефти газ при своем расширении вытеснит нефть с растворенным газом в трещины и проточные каналы пористых блоков.

Для подтверждения описанного механизма вытеснения нефти газом из каверн и тупиковых пор различных размеров проведены лабораторные эксперименты на двух линейных моделях карбонатного пласта, имеющих проницаемости соответственно К₁=0,95⋅10^-3 мкм² и К₂=0,20⋅10^-3 мкм². В качестве газа вытеснения использовали природный газ Копанского нефтегазоконденсатного месторождения с молярным компонентным составом: метан - 77,9%; этан - 4,2%; пропан - 1,3%; бутан - 1,3%; пентан и более тяжелые гомологи - 3,0%; двуокись углерода - 1,8%; азот - 2,9% и сероводород - 7,2%.

В первом эксперименте вытеснение нефти из образцов естественных керновых материалов велось при давлении, превышающем давление насыщения нефти газом Р_нас=25,7 МПа. При этом были достигнуты следующие максимальные значения коэффициента вытеснения нефти газом:

- для первого образца: К_выт=0,550 при давлении вытеснения Р=30,0 МПа;

К_выт=0,542 при давлении вытеснения Р=27,2 МПа.

- для второго образца: К_выт=0,450 при давлении вытеснения Р=30,0 МПа;

К_выт=0,440 при давлении вытеснения Р=27,2 МПа.

Во втором эксперименте с теми же образцами кернового материала производилось насыщение нефти газом при давлении выше Р_нас, а вытеснение нефти газом производилось уже при давлении ниже, чем давление насыщения газом - при давлениях 25,0 МПа и 23,2 МПа. Благодаря вышеописанному эффекту коэффициенты вытеснения нефти газом выросли до следующих значений:

- для первого образца: К_выт=0,650 при давлении вытеснения Р=25,0 МПа;

К_выт=0,684 при давлении вытеснения Р=23,2 МПа.

- для второго образца: К_выт=0,700 при давлении вытеснения Р=25,0 МПа;

К_выт=0,745 при давлении вытеснения Р=23,2 МПа.

Вытеснение нефти из кернового материала трещиновато-кавернозно-порового типа при давлениях ниже давления насыщения нефти газом дало положительный эффект в виде повышения конечного коэффициента вытеснения нефти на 0,100-0,142 единиц для образца пласта с большей проницаемостью (К₁=0,95⋅10^-3 мкм²) и на 0,250-0,305 единиц - для образца пласта с меньшей проницаемостью (К₂=0,20⋅10^-3 мкм²).

Полученные экспериментальные данные позволяют рекомендовать применение для низкопроницаемых карбонатных пород трещино-кавернозно-порового типа технологию, описанную в данной заявке, а именно - закачку газа в продуктивный пласт вести при давлении выше Р_нас, а отбор нефти производить при давлении ниже, чем Р_нас.