СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПРЕДСТАВЛЕННОГО ПОРИСТО-ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2171368C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с применением заводнения, включающий отбор нефти через добывающие скважины за счет пластовой энергии [1].

Недостатки способа заключаются в низкой нефтеотдаче залежи.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку воды и газа через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей. Образование водогазовой смеси ведут с помощью процесса эжекции [2].

Закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации. Известный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны.

Водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов.

Изобретением решается задача увеличения эффективности способа путем повышения нефтеотдачи залежи, без увеличения обводненности продукции.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с пористо-трещиноватым коллектором, включающем закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, согласно изобретению закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Предлагаемый способ поясняется чертежом, на котором
на фиг. 1 изображена схема сочленения техногенной трещины 1 с естественной 2 трещиной пласта, образующих совместно канал высокой проводимости от нагнетательной скважины до добывающей, в зоне трещиноватости 3;
на фиг. 2 - то же, после закрытия первой трещины;
на фиг. 3 дана зависимость длины создаваемых искусственных трещин от давления закачки.

Сущность данного изобретения заключается в следующем.

В процессе разработки месторождения методом внутриконтурного заводнения определяют и анализируют изменение показателей закачки, таких как объем закачиваемой воды, давление закачки, и показателей отбора нефти, таких как объем, пластовое давление, соотношение воды и нефти.

По результатам анализа устанавливают величину отношения темпа отбора нефти к обводненности, из экономических и гидродинамических расчетов устанавливают пороговые значения рассматриваемых показателей в пределах рентабельной разработки. Прогнозируют время выхода показателей к пороговым значениям.

Перед выходом показателей к пороговым значениям проводят трассерные исследования, в результате которых устанавливают наличие прорыва воды по открытым каналам. После чего проводят закупорку открытых каналов изолирующим материалом. После завершения изоляции каналов производят временное повышение давления в нагнетательных скважинах для образования новых техногенных каналов и устанавливают режим закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Внутриконтурное заводнение для залежи, представленной пористо-трещиноватым пластом, должно проводиться с ограничением на давление и объем закачки. Необходимость ограничения давления обусловлена тем, что при достаточно большом давлении закачки воды происходит образование трещин в пласте, которые, сомкнувшись с естественными, образуют каналы высокой проводимости, и по ним начинает двигаться вода по кратчайшему пути от нагнетательной скважины в добывающую (фиг. 1, 2) за исключением части движущейся по данным каналам воды, которая расходуется на капиллярную пропитку примыкающих к ним промытых блоков, остальная - идет в добывающую скважину, увеличивая обводненность продукции и не совершая никакой полезной работы.

На капиллярную пропитку расходуется количество воды, равное объему вытесняемой из пласта нефти, если объем измерять в пластовых условиях. Поэтому при закачке в пористо-трещиноватый пласт больших объемов воды с целью ускорения выработки содержащихся в них запасов наблюдается быстрое появление воды в скважинах, когда коэффициент нефтеотдачи еще мал (5-15%), что ставит под угрозу достижение в дальнейшем его проектного значения (35-40%), принятого для месторождений Западной Сибири, из-за последующего прогрессирующего обводнения продукции.

Исследования показали, что причиной прогрессирующего обводнения и низкой текущей нефтеотдачи являются описанные выше каналы высокой проводимости, созданные соединением естественных трещин с техногенными. Обычно техногенные трещины имеют небольшую длину (30-50 м), но в пористо-трещиноватом пласте при давлении закачки 18-19 МПа, развиваемом на выкиде насосов ЦНС-80-1900, соединяясь с естественными, становятся сквозными (фиг. 3). Закупорка этих трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин позволяет снизить обводненность добываемой продукции и вместе с тем затраты на ее обезвоживание.

Добыча нефти возрастает на величину запасов, извлекаемых капиллярной пропиткой из пористых блоков, примыкающих к сквозным трещинам. Трассирование индикаторов показывает, что к одной добывающей скважине может подходить несколько таких трещин (в среднем 3-4 от одной нагнетательной), поэтому этап закачки воды в объеме добываемой нефти может длиться много лет.

По мере исчерпания запасов в пористых блоках, достижимых капиллярной пропиткой, необходимо закупорить начинающую канал высокой проводимости техногенную трещину, затем образовать другую техногенную трещину, которая выйдет на новую естественную трещину, прорезающую пласты на еще не затронутом заводнением участке (фиг. 2). Так постепенно, шаг за шагом, будут вырабатываться запасы пористо-трещиноватого пласта в органическом сочетании заводнения с методами физико-химического воздействия с целью закупорки каналов высокой проводимости.

Способ осуществляется следующим образом.

На месторождении выделяют участок залежи, независимо от степени выработки его запасов, нефтеотдачу которого нужно повысить без увеличения обводненности продукции, проводят стандартные гидродинамические и геофизические исследования и по их результатам на выбранном участке выделяют группу добывающих и группу нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь между собой, которая устанавливается путем прослеживания индикаторов, закачиваемых в нагнетательные скважины.

В нагнетательных скважинах проводят исследования на герметичность цементных колец и при необходимости устраняют выявленную негерметичность.

Затем сравнивают суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах с суточным объемом отбора нефти в добывающих скважинах в пластовых условиях.

Если суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах больше объема отбора нефти в пластовых условиях в добывающих скважинах, то увеличением гидравлических сопротивлений на устье нагнетательных скважин посредством штуцера и/или закачкой изолирующих составов в их призабойную зону ограничивают приемистость группы нагнетательных скважин до уровня отбора нефти в группе добывающих скважин.

После чего отбор нефти и закачка воды в установленном режиме продолжаются до того времени, пока пластовое давление достаточно для обеспечения бесперебойной работы глубинных насосов.

Как только будут исчерпаны возможности капиллярной пропитки, что проявляется в повышении обводненности продукции и в снижении добычи нефти на участке расположения добывающих скважин, производят трассерные исследования на гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами.

Если такая связь отсутствует, то это свидетельствует о самопроизвольной закупорке техногенных трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин или частичками мехпримесей, содержащихся в закачиваемой воде, или за счет других причин, например разрушения породы на стенках трещин.

Если гидродинамическая связь сохраняется, то для восстановления добычи нефти при том же уровне обводненности продукции эти техногенные трещины через нагнетательные скважины закупоривают изолирующими материалами.

Закачку воды прекращают на время, необходимое для затвердевания изоляционного материала. После этого возобновляют закачку воды с давлением, обеспечивающим образование новых техногенных трещин длиной 30-50 м в пределах ПЗП до выхода их в зону естественной трещиноватости пласта. Здесь вновь образованные техногенные трещины встретятся с естественными, отличными от тех, которые были освоены водой раньше, образуя таким образом новые каналы для вытесняющей воды.

Отбор нефти и закачку воды продолжают в установленном режиме до очередного понижения добычи нефти.

Затем вновь проводят изоляционные работы в призабойной зоне нагнетательных скважин, после чего вновь пускают их в работу с приемистостью, не превышающей отбор нефти в пластовых условиях из добывающих скважин.

Закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин продолжают до достижения нефтеотдачи проектного уровня.

Способ был реализован на Мало-Черногорском месторождении пласта ЮВ1, который залегает на глубине 2500 м, мощность продуктивного пласта 12 м. Пласт ЮВ1 разрабатывается на данном месторождении отдельными сетками скважин по 9-ти точечной обращенной площадной системе, где одна нагнетательная скважина обслуживает 3 добывающие скважины.

С начала промышленной разработки в течение двух лет пласт разрабатывался на истощение, за это время было отобрано 362 тыс.т чистой нефти без воды, а пластовое давление снизилось всего на 0,8 МПа.

За эти два года в центральной части пласта была пробурена проектная сетка скважин и еще через два года начато заводнение в объемах, превышающих отбор в два и более раза. Через два с половиной года были достигнуты максимальные объемы добычи нефти и жидкости: 1001,6 и 1255,6 тыс.т соответственно при годовом объеме закачки воды 2528,7 тыс.м3. В последующем добыча нефти резко снизилась и спустя пять лет стала равной 185,5 тыс.т, т.е. почти в 5 раз меньше максимальной, хотя объем закачки воды составил 1495 тыс.м. С этого времени стали снижаться не только уровни добычи, но и темпы их отбора от выработки начально извлекаемых запасов (НИЗ), что означало прорыв воды по каналам.

В процессе разработки месторождения анализировалась величина отношения темпа отбора нефти к обводненности, при этом было установлено, что темп отбора понижался, а обводненность увеличивалась и величина этого отношения ежегодно менялась в 1,5-2 раза, для данного случая с 2,14 до 0,04. Например, при выработке начально извлекаемых запасов, равной 35,4%, обводненность составляла 20,2%, а темп отбора - 13%, отношение составило 0,64. Через несколько лет при выработке НИЗ 64,6%, темп отбора составил 2,4% при обводненности 65,9%, величина отношения составила 0,04.

Анализ тенденции изменения отношения темпа отбора нефти к обводненности показал, что через год отношение достигнет установленного порогового значения, равного 0,03.

В соответствии с изобретением были проведены трассерные исследования путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов. На пятый день присутствие индикаторов было обнаружено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 800 м от нагнетательной, а на шестой день присутствие их отмечено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 1000 м от нагнетательной.

В коллекторе со средней проницаемостью 16 мД скорость движения индикатора составила 6,7 м/ч, что явилось признаком наличия открытых каналов. Были проведены мероприятия по закупорке открытых каналов, созданию новых временным увеличением давления закачки и установлению режима закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

После проведенных мероприятий отношение темпа отбора к обводненности стабилизировалось на уровне 0,05. Через год добыча нефти возросла до 216,5 тыс.т и стабилизировалась на этом уровне на протяжении последних лет при одновременной стабилизации обводненности 62%.

Пластовое давление в зоне отбора снизилось за эти годы на 0,4 МПа, что не отразилось на работе насосов (ЭЦН и ШГН). Текущая нефтеотдача на 1.01.2000 г. достигла 34%, увеличившись почти на 20% с момента применения мероприятия.

Экстраполяция характеристики вытеснения показала, что в дальнейшем нефтеотдача возрастет до 40-42%, приблизившись к проектному значению, запланированному для данного месторождения.

Источники информации
1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.

2. Патент РФ 2088752, кл. E 21 В 43/20, 1997. Прототип.

Похожие патенты RU2171368C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА 2010
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2463445C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 2000
  • Бодрягин А.В.
  • Комаров А.А.
  • Никитин А.Ю.
  • Николаев А.Ю.
RU2169836C1
СПОСОБ РАННЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТОВ 2011
  • Колганов Венедикт Иванович
  • Демин Сергей Валерьевич
  • Ковалева Галина Анатольевна
  • Морозова Алла Юрьевна
  • Фомина Анна Анатольевна
RU2478773C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2016
  • Байрамов Владислав Радикович
  • Кондаков Алексей Петрович
  • Гусев Сергей Владимирович
  • Нарожный Олег Геннадьевич
RU2648135C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА 2000
  • Юсупов И.Г.
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Хисамов Р.С.
  • Кандаурова Г.Ф.
  • Насыбуллин А.В.
RU2204703C2
Способ разработки нефтяной залежи 2021
  • Земцов Юрий Васильевич
  • Мазаев Владимир Владимирович
RU2777820C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 2007
  • Андреев Дмитрий Владимирович
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Музалевская Надежда Васильевна
RU2351752C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 1996
  • Бриллиант Л.С.
  • Горбунова Е.И.
  • Мосунов А.Ю.
  • Решетникова А.В.
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2099512C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ 2005
  • Трофимов Александр Сергеевич
  • Леонов Василий Александрович
  • Кривова Надежда Рашитовна
  • Зарубин Андрей Леонидович
  • Сайфутдинов Фарид Хакимович
  • Галиев Фатых Фаритович
  • Платонов Игорь Евгеньевич
  • Леонов Илья Васильевич
RU2292453C2
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ 2005
  • Трофимов Александр Сергеевич
  • Леонов Василий Александрович
  • Алпатов Александр Андреевич
  • Бердников Сергей Валерьевич
  • Гарипов Олег Марсович
  • Давиташвили Гочи Иванович
  • Кривова Надежда Рашитовна
  • Леонов Илья Васильевич
RU2315863C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 171 368 C1

Реферат патента 2001 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПРЕДСТАВЛЕННОГО ПОРИСТО-ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором. Обеспечивает увеличение эффективности способа путем повышения нефтеотдачи залежи без увеличения обводненности продукции. Сущность изобретения: способ включает закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки. Отбор нефти осуществляют через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирования изменения показателей. Закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура. Перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими. Затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки. Воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях. 3 ил.

Формула изобретения RU 2 171 368 C1

Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором, включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, отличающийся тем, что закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2001 года RU2171368C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1992
  • Крючков В.И.
  • Губеева Г.И.
RU2088752C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С КОЛЛЕКТОРАМИ РАЗЛИЧНОГО ТИПА СТРОЕНИЯ 1993
  • Дияшев Р.Н.
  • Мазитов К.Г.
  • Зайцев В.И.
  • Дияшев И.Р.
RU2072031C1
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТОГО ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА 1996
  • Давлетшин Алексей Анисович
  • Куштанова Галия Гатинишна
  • Марков Анатолий Иванович
  • Молокович Юрий Матвеевич
  • Муслимов Ренат Халиуллович
  • Никашев Олег Алексеевич
  • Сулейманов Эсаф Ибрагимович
  • Фархуллин Ринат Гаязович
RU2109130C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1996
  • Кудинов В.И.
  • Дацик М.И.
  • Иванов Г.С.
  • Малюгин В.М.
  • Просвирин А.А.
RU2084620C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННОГО ТИПА 1996
  • Абдулмазитов Р.Г.
  • Миннуллин Р.М.
  • Сулейманов Э.И.
RU2101474C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1995
  • Айдуганов В.М.
  • Рудаков А.М.
  • Старшов М.И.
RU2085714C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1991
  • Маляренко А.В.
  • Городнов В.П.
  • Рыскин А.Ю.
  • Козупица Л.М.
  • Неумоин Ю.Ф.
RU2068083C1
SU 860553 C, 20.01.1996
SU 1343914 A2, 09.08.1995
US 4782989 A, 08.11.1988
US 5058012 A, 15.10.1991.

RU 2 171 368 C1

Авторы

Бодрягин А.В.

Медведский Р.И.

Никитин А.Ю.

Ишин А.В.

Даты

2001-07-27Публикация

2000-10-27Подача