СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [М.Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 85].

Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.

Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с.67].

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.

Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважины, и периодический отбор нефти [ патент РФ 2138625, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 27.09.99 в БИ 27, 1999].

Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, вторичное вскрытие в нефтяной среде нефтенасыщенной части продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны, и отбор нефти [патент РФ 2164590, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2001 - прототип].

Недостатком способа является быстрая обводненность добываемой продукции, наступающая вследствие поднятия воды и перекрытия перфорационных отверстий вторичного вскрытия.

В изобретении решается задача снижения темпа обводненности нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин и периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин, согласно изобретению определяют темп обводнения скважины, при малом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества, при большом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества.

Признаками изобретения являются:
1. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;
2. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;
3. периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин;
4. определение темпа обводнения скважины;
5. при малом темпе обводнения заполнение скважины водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества;
6. при большом темпе обводнения заполнение скважины водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества.

Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии наступает быстрая обводненность добываемой продукции вследствие поднятия воды и перекрытия перфорационных отверстий. В предложенном способе решается задача снижения темпа обводненности нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и возможно нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом.

В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса пластовой воды.

По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа.

Добывающую скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и ее расположение. Подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют, из скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти из приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости.

Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт. Периодически, по мере накопления ведут отбор нефти из приустьевой зоны добывающей скважины.

Из-за большего удельного веса пластовая вода, находящаяся в стволе скважины и в заводненном пласте, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в заводненную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину.

Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи.

Время, необходимое на накопление нефти, зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретную величину времени накопления нефти определяют в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После достижения определенного уровня водонефтяного раздела в скважине производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти.

Заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ. Периодически водный раствор смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ обновляют.

Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности породы, снижению набухаемости глинистых минералов. Снижение поверхностного натяжения между нефтью и водой изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти водой. Усиливается влияние капиллярных сил. Оптимальной является концентрация поверхностно-активных веществ от 0,01 до 5%.

Из известных поверхностно-активных веществ наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные поверхностно-активные вещества. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионоактивных (высокая поверхностная активность) поверхностно-активных веществ. Такие составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть - вода" до 10^-2 - 10^-3 мН/м. Возможно использование водной дисперсии маслорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ. После закачки в пласт часть поверхностно-активных веществ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочноудержанную нефть. При этом формируется межфазный слой, так называемая средняя фаза с низким межфазным натяжением на контакте нефти с водой. Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти. При увеличении содержания нефти выше 10-15% вязкость эмульсии снижается, с ростом содержания воды - повышается вплоть до 10 - 20-кратного разбавления. В связи с этим фильтрационное сопротивление увеличивается из-за снижения подвижности при движении эмульсии в пласте. Механизм вытеснения нефти с применением микроэмульсий может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти.

Снижение подвижности воды в призабойной зоне скважины препятствует образованию водяного конуса и вытеснению нефти из удаленной части пласта. Комплексное воздействие на нефтяную оторочку позволяет увеличить коэффициент охвата пласта заводнением.

Из-за большего удельного веса вода с поверхностно-активных веществом, находящаяся в стволе скважины, стремится занять нижнюю часть нефтенасыщенного пласта с повышенной фильтрационной характеристикой. Доставка поверхностно-активных веществ в нужное место позволяет активизировать дополнительные силы на вытеснение нефти. Сток воды в подошвенную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину, пропитка пласта водой при снижении капиллярных сил и увеличенное фильтрационное сопротивление для внедрения воды в призабойной части пласта позволяет повысить темп отбора нефти с более продолжительным эффектом. Время, необходимое на накопление нефти, снижается. После того когда водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Пластовая вода с раствором поверхностно-активных веществ, находящая в скважине, является рабочим агентом, которая используется многократно и продолжительное время по вытеснению нефти из пласта.

При работе скважины определяют темп ее обводнения. При малом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества. При большом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества.

Большим темпом обводнения условно считают темп, при котором обводнение от 0 до 98% достигается за время до одного года, малым темпом обводнения условно считают темп, при котором обводнение от 0 до 98% достигается за время более одного года.

Изменение количества анионоактивных или неионогенных поверхностно-активных веществ в смеси производят в пределах от 30 до 70%.

Анионоактивные поверхностно-активного вещества в основном влияют на капиллярную пропитку, поэтому увеличивают их количество в смеси при малом темпе обводнения, т.е. при необходимости интенсификации вертикального движения нефти в порах пласта. Неионогенные поверхностно-активные вещества способны создавать микроэмульсии в пласте, дополнительные сопротивления движению воды, поэтому увеличивают их количество в смеси при большом темпе обводнения, т.е. при необходимости создания экранов на пути движения воды.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут из пласта толщиной 15 м, в т.ч. начальной нефтенасыщенной 2 м и водонасыщенной 13 м. Нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта вскрыты перфорацией общим фильтром. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. За счет естественного водонапорного режима выполняют поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Скважины эксплуатируют механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Геофизические исследования скважин радиометрией показали, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта с текущей нефтенасыщенной толщиной 1,5 метра. Темп обводнения скважины равен одному году. Для подключения в активную разработку кровельной части пласта с использованием сил гравитации и капиллярной пропитки в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Пласт закачкой в него нефти задавливают. Скважину заполняют 1%-ным водным раствором равновесовой смеси поверхностно-активных веществ ОП-10 и АФ₉-12. Скважину оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть - вода. За десять суток в скважине установился столб нефти высотой 250 метров. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. За год из скважины отбирают 1500 тонн. Дополнительная добыча нефти за год по сравнению с известным способом составила 1300 тонн.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. При исследовании скважины устанавливают, что скважина обводняется с малым темпом. Используют смесь поверхностно-активных веществ, состоящую из 70% анионоактивного поверхностно-активного вещества и 30% неионогенного поверхностно-активного вещества.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. При исследовании скважины устанавливают, что скважина обводняется с высоким темпом. Используют смесь поверхностно-активных веществ, состоящую из 30% анионоактивного поверхностно-активного вещества и 70% неионогенного поверхностно-активного вещества.

В результате обводненность добываемой продукции замедлилась на 10%, что позволило добыть дополнительное количество нефти.

Применение предложенного способа позволит снизить темп обводненности нефти.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает снижение темпа обводненности нефти. Сущность изобретения: по способу создают системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Поддерживают давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Осуществляют периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин. Согласно изобретению определяют темп обводнения скважины. Заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного или анионоактивного поверхностно-активного вещества в смеси в пределах от 30 до 70 % и их концентрацией от 0,01 до 5,0 % в зависимости от темпа обводнения скважины. Формируют межфазный слой микроэмульсионной оторочки на контакте нефти с водой с вязкостью, близкой к вязкости нефти. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин и периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин, отличающийся тем, что определяют темп обводнения скважины, заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного или анионоактивного поверхностно-активного вещества в смеси в пределах от 30 до 70% и их концентрацией от 0,01 до 5,0% в зависимости от темпа обводнения скважины и формируют межфазный слой микроэмульсионной оторочки на контакте нефти с водой с вязкостью, близкой к вязкости нефти. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при малом темпе обводнения скважины - обводнении от 0 до 98% за время более одного года, увеличивают долю анионоактивного поверхностно-активного вещества в смеси поверхностно-активных веществ. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при большом темпе обводнения скважины - обводнении от 0 до 98% за время менее одного года, увеличивают долю неионогенного поверхностно-активного вещества в смеси поверхностно-активных веществ.