СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ разработки залежи нефти путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции (нефти, газа, воды) из добывающих скважин (см., например, А.П.Крылов и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений, М: Гостоптехиздат, 1962, 430 с. - 1).

Недостатком известного способа при его применении в сложнопостроенной залежи (с подошвенной водой, с газовой шапкой, с газовой шапкой и подошвенной водой одновременно) и в расчлененных пластах является его низкая эффективность.

В указанных типах залежей она обусловлена образованием в фильтрационном поле недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон: в расчлененных пластах - за счет их прерывистого строения, в сложнопостроенных залежах - в силу низкого фильтрационного сопротивления газовых и водонасыщенных зон, шунтирующих нефтенасыщенную зону.

Известен способ разработки сложнопостроенной залежи нефти, в которой для повышения эффективности нефтеизвлечения в совокупности скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, ограничивают связь стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами, уменьшая тем самым отрицательный эффект шунтирования (см., например, пат. РФ №1825392, кл. Е21В 43/20, опубл. 30.06.1993 - 2).

Недостатками способа являются: узкий спектр геолого-физических условий его применения (сложнопостроенные залежи); невозможность полного устранения отрицательного эффекта шунтирования нефтенасыщенной зоны, поскольку за пределами призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин нефтенасыщенная зона контактирует с водо- и/или газоносными зонами; недостаточный набор надежных и эффективных технико-технологических мероприятий по его осуществлению.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи нефти включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1÷5 месяцев, и с периодичностью в 1,5÷2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5÷1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.

Кроме того:

на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины;

на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно;

на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными;

через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.

Сущность предложенного изобретения заключается в воздействии на залежь нефти системно (через добывающие и нагнетательные скважины) и комплексно (различными методами в зависимости от строения залежи и стадии ее разработки). Извлечение продукции - нефтеизвлечение из недренируемых и/или слабодренируемых зон интенсифицируют применением технико-технологических методов, повышающих проводимость нефтенасыщенных зон фильтрационного поля эксплуатационного объекта. Внутренние фильтрационные сопротивления добывающих и нагнетательных скважин уменьшают проведением обработок призабойных зон химическими, физическими, депрессионными, перфорационными, гидравлическими разрывами пласта (ГРП), в частности мини-ГРП-методами, а также воздействием на прискважинные зоны: выравнивание профиля приемистости, выравнивание фронта вытеснения, проводка боковых стволов, одновременно-раздельная добыча, одновременно-раздельная закачка. Внешние фильтрационные сопротивления уменьшают проведением массированных ГРП, зарезкой боковых стволов, закачкой большеобъемных оторочек химреагентов, строительством скважин сложного дизайна.

В сложнопостроенных залежах и пластах нормального строения с прорвавшимся в добывающие скважины закачиваемым агентом добычу нефти из слабодренируемых нефтенасыщенных зон интенсифицируют ограничением проводимости зон пласта, занятых вытесняющим агентом и/или балластными флюидами путем проведения изоляционных работ, гидродинамических методов регулирования разработки, одновременно-раздельной добычи и закачки, а также совмещая указанные мероприятия с методами, повышающими проводимость нефтенасыщенных зон пласта (таблица 1).

Необходимый результат по повышению степени извлечения нефти из таких зон имеет место при выполнении определенных условий, а именно:

когда мероприятия по интенсификации в добывающих скважинах осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а в нагнетательных - в 1,5÷2 раза чаще;

когда мероприятия по интенсификации в нагнетательных скважинах начинают ранее, на 1÷5 месяцев, чем в добывающих скважинах;

когда набор методов интенсификации содержит в себе периодические повышения давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах длительностью 0,5÷1,5 года (на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции);

когда на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.

Предложенное изобретение может быть реализовано как на новом, так и на разрабатываемом месторождении. На новой залежи способ реализуют следующим образом. В соответствии с методическими указаниями (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных месторождений РД 153-39.0-109-01-/Минэнерго РФ, 2002, 75 с. - 3) проводят исследования скважин. С применением рекомендаций (Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / Утверждены приказом МПР РФ от 21.03.2007 №61, 95 с. - 4) выполняют для разработки залежи проектный документ. В соответствии с источником [4] определяют величину недренируемых запасов в эксплуатационном объекте по формуле:

δ_н=1-К_охв,

где δ_н - доля недренируемых запасов;

К_охв - коэффициент охвата залежи воздействием.

Долю слабодренируемых запасов определяют по формуле:

δ_сд=К_н·(1-К_выт),

где δ_сд - доля слабодренируемых запасов;

К_н - коэффициент начальной нефтенасыщенности;

К_выт - коэффициент вытеснения нефти.

В проектном документе рассматривают несколько вариантов разработки залежи, различающихся наборами методов воздействия через нагнетательные и добывающие скважины (см. таблицу 1). По результатам технико-экономических расчетов выбирают для реализации наилучший из них.

На разрабатываемом месторождении недренируемые и/или слабодренируемые зоны определяют либо в соответствии с методическими указаниями (Геолого-промысловый анализ разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - РД 153-39.0-110-01- / Минэнерго РФ, 2002, 59 с. - 5), либо путем геолого-фильтрационного моделирования в соответствии с методическими рекомендациями [4]. Зная местоположение этих зон, выбирают из таблицы 1 (в зависимости от особенностей геологического строения залежи и стадии ее разработки) набор методов в составе либо проектного документа, либо специализированной программы применения методов, максимизирующий эффективность извлечения нефти из залежи.

В качестве примера осуществления предложенного изобретения приведены сравнительные результаты расчетов технико-экономических показателей разработки участка нефтяной залежи пласта АС₁₁ Назаргалеевского месторождения. Рассмотрен элемент пятиточечной системы размещения скважин, состоящий из одной нагнетательной и одной добывающей скважин. Плотность сетки - 32 га/скв. Основные параметры пласта:

- коэффициенты: пористости - 20%, проницаемости - 0,200 мкм², начальной нефтенасыщенности - 0,70;

- вязкость в пластовых условиях: нефти - 1,61 мПа·с, воды - 0,42 мПа·с;

- давление: начальное - 23,5 МПа, на забое добывающих скважин - 17,0 МПа, на забое нагнетательных скважин - 30,0 МПа;

- толщина пласта: общая - 14,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 8,1 м.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности при скорости фильтрации 0,01 м/сут - 0,45; при 0,05 м/сут - 0,32; при 0,10 м/сут - 0,27; при 0,50 м/сут - 0,25; при 1,00 м/сут - 0,22; при 2,00 м/сут - 0,17.

Рассмотрены четыре варианта разработки: вариант 1 - традиционное заводнение; вариант 2 - проведение в добывающей скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 3 - проведение в нагнетательной скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 4 - проведение ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах с полудлиной трещины 80 м (системное воздействие).

В разработку скважины вводят одновременно, эксплуатируют до весовой обводненности добывающей скважины 99,9%. Технологические расчеты проведены с применением АСПР «Техсхема», позволяющей учитывать эффективность вытеснения в зависимости от скоростей фильтрации флюидов в эксплуатационном объекте, а экономические - с применением АСПР «АСПЭК».

Результаты технико-экономических расчетов показателей вариантов разработки приведены в таблице 2.

Как следует из проведенных технико-экономических расчетов, эффективность предложенного решения существенно выше по сравнению с известными способами разработки залежей нефти. В рассмотренном примере доля недренируемых запасов сокращается с 0,215 до 0,213; доля слабодренируемых запасов уменьшается с 0,379 до 0,286; недропользователь на рубль капитальных вложений получает дохода в 1,513 раза больше.

Способ испытан на ряде месторождений Западной Сибири. Его расчетная эффективность подтверждена результатами эксплуатации скважин.

Таблица 1
Методы воздействия на залежь нефтиГруппа методовВиды методовКатегория скважинТиповые технологии, химреагенты, устройства, технические решенияГлубина воздействия на пласт1 Воздействие на призабойную зону1.1 ОПЗ химическими методамиДобывающие НагнетательныеСоляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО), поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворитель, их комбинации и др.До 20 м1.2 ОПЗ физическими методамиДобывающие НагнетательныеТеромо-газохимическое воздействие (ТГХВ), волновые технологии, пороховой генератор давления бескорпусной (ПГД-БК) и др.До 20 м1.3 Депрессионные методыДобывающие НагнетательныеУстройство освоения скважин на глубоких депрессиях (У ОС), имплозивное воздействие, многократные глубокие депрессии (МГД), циклическая депрессия, химико-депрессионное воздействие (ХДВ) и др.До 20 м1.4 Перфорационные методыДобывающие НагнетательныеКумулятивная, пескоструйная, щелевая, сверлящая и др.До 1,5 м1.5 Изоляционные методыДобывающие НагнетательныеИзоляция пласта, заколонных перетоков составами на основе цемента, полимеровДо 20 м1.5 Мини ГРПДобывающие НагнетательныеСтандартный, селективный, гидравлический разрыв пласта (ГРП) до 5 т проппанта, гидропескоструйная перфорация (ГПП) и др.До 20 м2 Воздействие на прискважинную зону2.1 Выравнивание профиля приемистостиНагнетательныеВязкоупругие составы (ВУС), ПАВ, глинистые вязкоупругие составы (ГЛВУС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС), кислотные составы (КС) и другие при объеме оторочки 10-20 м на метр перфорированной толщины20-40 м2.2 Выравнивание фронта вытесненияНагнетательныеРаствор полимерный с тонкодисперсным наполнителем (РПДН), ПАВ, сшитая система КМЦ и глинопорошка (СС-1), сшитая система КМЦ, глинопорошка и ПАВ (СС-2) и другие при объеме оторочки 20-100 м³ на метр перфорированной толщины40-100 м

Продолжение таблицы 1Группа методовВиды методовКатегория скважинТиповые технологии, химреагенты, устройства, технические решенияГлубина воздействия на пласт 2.3 Изоляционные методыДобывающие НагнетательныеТампонирующие составы для изоляции водоносных или водопромытых интервалов при объеме оторочки 10-20 м³ на метр перфорированной толщины>20 м2.4 Гидроразрыв пластаДобывающие НагнетательныеРазличные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта 5-40 т20-100 м2.5 Зарезка боковых стволовДобывающие НагнетательныеЗарезка вертикально направленных боковых стволов для реанимации аварийных скважин20-100 м2.6 Одновременно-раздельное воздействиеДобывающие НагнетательныеОдновременно-раздельная добыча (ОРД) Одновременно-раздельная закачка (ОРЗ)20-300 м3 Воздействие на удаленную зону3.1 Массированный ГРПДобывающиеРазличные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта более 40 т>100 м3.2 Зарезка боковых стволовДобывающие НагнетательныеНаклонно направленные, горизонтальные, пологие, многозабойные и др. боковые стволы, в т.ч. на депрессии установкой «непрерывная труба»100-750 м3.3 Закачка большеобъемных оторочек химреагентовНагнетательныеПолимерное заводнение, растворы ПАВ, РПДН, КСС, СС-1, СС-2 и др. при закачке оторочек объемом более 100 м³ на метр перфорированной толщины100-150 м3.4 Гидродинамические методыДобывающие НагнетательныеИзменение направления потоков, циклическая закачка воды, повышение давления закачки, форсированный отбор100-600 м3.4 Строительство скважин сложного дизайнаДобывающиеМногозабойные, многоствольные, многоствольно-разветвленные, многозабойные горизонтальные100-600 м

Таблица 2
Технико-экономические показатели вариантов разработкиВариант1234Добыча нефти, тыс.т46,7748,1957,2560,28Коэффициент извлечения нефти, б/р0,3620,3730,4430,466Чистый дисконтированный доход недропользователя, млн. руб.93,9899,53131,28142,21Коэффициент вытеснения, б/р0,4590,4720,5650,592Коэффициент охвата, б/р0,7850,7860,7870,787Доля недренируемых запасов, б/р0,2150,2140,2130,213Доля слабодренируемых запасов, б/р0,3790,3700,3050,287

Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа. Сущность изобретения: способ включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом осуществляют дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции. Эти методы со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин. На стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их. На заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ разработки залежи нефти, включающий выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными.5. Способ по 4, отличающийся тем, что через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.