СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков [1].

Недостатком известного решения является недостаточная эффективность способа из-за малой степени охвата продуктивных пластов при вытеснении нефти.

Техническим результатом изобретения является повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата продуктивных пластов при вытеснении нефти водой, газом, композициями на основе химических продуктов и другими агентами.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки нефтяных месторождений, включающему разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков, ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки, все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки, участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины, в следующий полупериод цикла режимы работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные, после чего участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки и в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.

В настоящее время на каждую добытую тонну нефти закачивается от 3 до 12 м³ воды. Метод заводнения в среднем по России обеспечивает нефтеотдачу около 39%. Это означает, что если принять коэффициент вытеснения равным 0,7, то около 40% подвижных запасов нефти не охватываются процессом заводнения. Невысокая степень извлечения нефти из пластов и большие объемы закачиваемой воды объясняются, в основном, повышенной их неоднородностью и повышенной вязкостью нефти. В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои в процессе разработки оказываются не охваченными или слабо охваченными заводнением, что обуславливает снижение охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи пластов. Пласты неоднородны по толщине, по проницаемости, начальной нефтенасыщенности, по расчлененности и песчанистости и др. Указанная неоднородность в разных направлениях на процесс нефтевытеснения проявляется по-разному. Даже коэффициент вытеснения нефти является величиной тензорной, то есть зависящей от направления вытеснения нефти водой или газом.

Следовательно, повышение охвата пластов заводнением путем перемены направления фильтрационных потоков в пласте является важнейшим направлением увеличения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Этого достигают за счет того, что по месторождению в целом или по его отдельным блокам (участкам) в течение всего срока разработки месторождения организуется перемена направления фильтрационных потоков.

Способ осуществляют следующим образом.

1. Рядные системы размещения скважин.

Нагнетательный и добывающий ряды делят на участки, в каждый из которых входят от одной до шести и более скважин. Давление (объем) закачки изменяют по участкам нагнетательного ряда так, чтобы все скважины одного участка работали с максимальным объемом закачки, в то время как все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки.

В это время забойные давления (дебиты) скважин соответствующих участков добывающего ряда работают на режимах, противоположных режимам работы нагнетательных скважин, то есть участку нагнетательного ряда с максимальным отбором жидкости из скважины (минимальным перепадом давления между пластовым и забойным давлениями).

В следующий полупериод цикла режимы работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные.

При осуществлении данного способа давление (объем) закачки в скважинах с максимальным режимом работы может быть как постоянным во время полупериода, так и изменяющимся по синусоиде. После этого участки месторождения разбирают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки, в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.

В результате осуществления предлагаемого способа достигают периодической смены направления фильтрационных потоков, что сводит к минимуму потери нефти за счет повышения охвата пласта заводнением как по разрезу, так и по площади воздействия. Кроме того, при этом достигается одновременный подход фронтов вытеснения с двух сторон к стягивающему добывающему ряду, а также достигается одинаковый срок разработки участков с разными коллекторскими свойствами и в целом по всему месторождению срок разработки сокращается.

2. Площадные системы размещения скважин, очаговое заводнение, избирательное воздействие.

В этом случае подход тот же, что и в рядных системах, только добывающие скважины в противоположных режимах работают в ячейке через одну, а нагнетательные скважины в ряду - тоже через одну.

В нерегулярных системах размещения скважин нагнетательные и добывающие скважины под разные режимы закачки воды и добычи нефти устанавливаются соответствующими расчетами с применением физически содержательных математических трехмерных трехфазных моделей пластов.

3. Изменение направления фильтрационных потоков в пласте путем обработок скважин технологиями на основе интенсифицирующих составов.

В настоящее время для всех типов коллекторов и свойств нефтей и пластовых вод имеется набор технологий на основе ПАВ, кислот, щелочей, растворителей и композиций на их основе для интенсификации добычи нефти из скважин. Кроме того, есть физические технологии (электрическое вибровоздействие, гидроразрыв пластов, метод мгновенных депрессий и другие). Дебиты добывающих и приемистости нагнетательных скважин могут с их применением повышаться от 1,1 до 2,0 и более раз. Время проявления эффекта изменяется от 0,6 до 1,0 года и более. Это означает, что при их применении на отдельных скважинах на такое же время изменятся направление фильтрационных потоков в районах этих скважин. Целенаправленные изменения направлений фильтрационных потоков по заранее заданным программам является новой технологией разработки нефтяных месторождений.

Возможны следующие эффективные варианты изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет обработок скважин:
Рядные системы размещения скважин. Здесь возможны следующие варианты обработок скважин для реализации перемены направления фильтрационных потоков в пласте.

Первый вариант. Обрабатывают нагнетательные и добывающие скважины через одну в ряду с таким расчетом, чтобы в плане была организована перемена направления потоков. В последующем, когда эффект от изменения дебитов добывающих и приемистостей нагнетательных скважин перестает проявляться, переходят к следующему варианту перемены направления потоков.

Второй вариант. Обрабатывают нагнетательные и добывающие скважины группами в ряду по две, три и более скважины. Эффект от проведения обработок призабойных зон по добывающим скважинам определяют по характеристикам вытеснения (прирост добычи нефти за счет интенсификации и отдельно за счет прироста нефтеотдачи, а также объемы сокращенной добычи воды вместе с нефтью).

Площадные пятиточечные, семиточечные и девятиточечные системы. Здесь обработку добывающих и нагнетательных скважин производят через одну в системе по рядам добывающих и нагнетательных скважин.

Очаговое и избирательное заводнения. Обработку нагнетательных и добывающих скважин производят после моделирования системы разработки до обработки ряда скважин и после обработки на физически содержательных трехмерных математических моделях участков.

Замкнутые ряды нагнетательных скважин, участки различной формы (четырехугольные, треугольные и другие). Здесь также ряды нагнетательных скважин делят на участки от одной до 5 и более нагнетательных скважин.

4. Имеем пласт из двух прослоев фазной проницаемости. При разработке этого пласта с применением заводнения в первую очередь вырабатывают высокопроницаемый прослой, а потом этот прослой будет через себя пропускать основную часть закачиваемой воды, тем самым снижая резко эффективность процесса. В нашем случае предусматривают изоляцию высокообводненного прослоя гелями, эмульсиями, растворами на полимерной основе и другие. Вследствие изоляции высокопроницаемого прослоя и изменения направления фильтрационного потока по разрезу вся закачиваемая вода начинает поступать в низкопроницаемый еще нефтеносный прослой. При этом увеличивают долю нефти в потоке жидкости к забою скважины, что повышает эффективность процесса.

5. Бурение к основной сетке дополнительных добывающих и нагнетательных скважин производят с целью резки смены направления фильтрационных потоков, на участках ранее не охваченных дренированием основной сеткой скважин. Необходимо перед бурением скважин провести моделирование разработки участка при разных вариантах разработки с целью обоснования оптимального варианта бурения дополнительных скважин.

6. Проведение направленного гидроразрыва пласта. Исследованиями с применением гидропрослушивания и закачки индикаторов в нагнетательные скважины устанавливают направление естественной трещиноватости или максимального значения проницаемости. После этого проводят направленный гидроразрыв пласта поперек основному направлению вектора проницаемости.

7. Перформированые залежи. На поздней стадии разработки продукция добывающих скважин становится за пределами рентабельной добычи нефти и обводненность превышает 95-97%. На данной поздней стадии разработки в конечном счете со временем будет каждое нефтяное месторождение. Рекомендуется останавливать скважины всего месторождения (блока, участка и другие) с таким расчетом, чтобы за счет естественного перераспределения давления в пласте образовалась новая залежь нефти в прикровельной части пласта. Остановка скважин производится на год, два и более. За это время произойдет естественное проявление капиллярных гравитационных и гидродинамических сил (градиентов давления). При этом произойдет впитывание воды в низкопроницаемые прослои или зоны. Гравитационные силы способствуют перемещению капель нефти в вертикальном направлении, что способствует скоплению подвижной нефти в кровле пласта. Гидродинамические силы способствуют передвижению нефти из законтурной части пласта в центральную. В целом, комбинированное воздействие всех трех сил способствует образованию со временем в кровле пласта новой залежи. Время, за которое образуется новая нефтяная залежь в пласте, зависит от физических свойств породы пласта и повышающих их жидкостей и газов. Затем образовавшуюся залежь можно разрабатывать уже известными методами.

Источники информации
Заявка PS N 94020061, кл. E 21 B 43/20, 20.05.96.

Использование: в нефтедобывающей промышленности. Обеспечивает повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу закачивают агенты в нагнетательные скважины и отбирают нефть, воду и газ из добывающих скважин. Ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков, ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки. Все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки. Участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины. В следующий полупериод цикла режимы работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные. После этого участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки. В каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков, отличающийся тем, что ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки, все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки, участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины, в следующий полупериод цикла режима работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные, после чего участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки и в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.