СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2378502, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл.1 от 10.01.2010 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание вытесняющего агента и форсированный отбор пластовой продукции через скважины с фильтром ниже текущего положения водонефтяного контакта и отбор нефти из прикровельного интервала пласта нефтедобывающими скважинами с расположением на повышенных участках структуры, отличающийся тем, что нефтедобывающие скважины на повышенных участках структуры перфорируют в прикровельном интервале пласта и ниже водонефтяного контакта, первоначальный режим работы предусматривает эксплуатацию этими скважинами прикровельной части пласта при нагнетании вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, далее, при подтягивании конуса воды к прикровельному интервалу пласта переходят ко второму режиму работы, предусматривающему форсированный отбор жидкости нефтедобывающими скважинами из интервала пласта ниже водонефтяного контакта при одновременном нагнетании и форсированном отборе вытесняющего агента через скважины с фильтром, располагаемым ниже текущего положения водонефтяного контакта, второй режим работы используют до установления стабильного содержания нефти в продукции нефтедобывающих скважин, затем возвращают первоначальный режим работы, два режима работы последовательно чередуют, а во время использования второго режима периодически взаимно заменяют скважины для нагнетания и форсированного отбора вытесняющего агента.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, для осуществления способа необходима перфорация добывающих скважин как в прикровельном интервале пласта, так и ниже границы водонефтяного контакта (ВНК), что влечет за собой дополнительные материальные и финансовые затраты;

- во-вторых, для эффективной разработки месторождения необходимо своевременно чередовать первый и второй режимы работы, несоблюдение которого, например задержка во времени с изменением режима работы, может привести к обводнению добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2330945, МПК 8 E21B 43/16, опубл. в бюл.22 от 10.08.2008 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, отличающийся тем, что в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, отсекая пакером, изолируют обводнившуюся часть вскрытого продуктивного пласта химическими реагентами и/или тампонажным раствором, продавливая буферной жидкостью, после чего для увеличения нефтеотдачи дополнительно обрабатывают химическими реагентами часть вскрытого продуктивного пласта выше пакера, после дополнительной обработки продуктивного пласта производят дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, но ниже кровли продуктивного пласта, далее используют данные скважины в качестве добывающих, остальные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта, переводят в нагнетательные, в которые закачивают рабочий агент.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при осуществлении способа необходимо производить дополнительное вскрытие продуктивного пласта выше пакера, что влечет за собой дополнительные материальные и финансовые затраты;

- во-вторых, объемы отбора остаточной нефти низки, так как отбор остаточной нефти не форсируется;

- в-третьих, постоянный приток воды из зоны ниже границы водонефтяного контакта (ВНК), т.е. из обводнившейся части продуктивного пласта.

Задачей изобретения является уменьшение обводненности добываемой нефти за счет снижения объема поступления воды к забою добывающих скважин и увеличение объемов отбора нефти за счет улучшения нефтеотдачи пласта без проведения дополнительного вскрытия продуктивного пласта выше пакера.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, после закачки тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта добычу нефти производят выше уровня водонефтяного контакта через добывающие скважины, расположенные на вершинах куполообразных поднятий, после обработки химическими реагентами производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, связанные гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта.

Новым является то, что закачки тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта в виде гидрофильного полимера производят дополнительно через нагнетательные скважины одновременно с добывающими скважинами, а закачку рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют выше водонефтяного контакта, причем закачку химических реагентов в добывающие скважины выше водонефтяного контакта осуществляют циклически в виде газа или газированной жидкости.

На фигуре 1 изображена сетка нагнетательных и добывающих скважин на месторождении.

На фигуре 2 схематично представлен разрез куполообразного поднятия во время закачки тампонажного раствора в виде гидрофильного полимера.

На фигуре 3 схематично представлен разрез куполообразного поднятия во время закачки воды и отбора нефти.

На фигуре 4 схематично представлена компоновка добывающей скважины.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Производят бурение скважин 1, 2, 3, 4, 5'…5ⁿ (см. фиг.1 и 2) и вскрытие продуктивного пласта 6 в каждой из указанных скважин. После чего скважины 1, 2, 3, 4, 5'…5ⁿ запускают в эксплуатацию как добывающие. В процессе эксплуатации продуктивный пласт 6 постепенно обводняется, снижаются объемы отбора нефти и повышается обводненность нефти из скважин 1, 2, 3, 4, 5'…5ⁿ в связи с чем снижается экономическая эффективность разработки данного нефтяного месторождения.

В основном обводняются скважины 1 и 4 (см. фиг.2), находящиеся у основания куполообразных поднятий ниже абсолютных отметок продуктивного пласта 6, а скважины 2 и 3, находящиеся на вершинах куполооборазных поднятий 7, превышающих абсолютные отметки продуктивного пласта 6, обводняются частично, только в нижнем интервале вскрытия, а в верхнем интервале вскрытия, то есть ниже вершины куполообразных поднятий 7, остаются зоны остаточной нефти 8.

Для снижения обводненности и увеличения объемов отбора нефти, а также повышения экономической эффективности разработки данного нефтяного месторождения в скважины 1, 2, 3 и 4 через их нижние интервалы вскрытия, находящиеся ниже границы водонефтяного контакта (ВПК), т.е. в обводнившуюся часть 9 продуктивного пласта 6, с целью уменьшения подвижности жидкости в водоносной зоне производят закачку тампонажного раствора в виде гидрофильного полимера, например модификатора фазовой проницаемости [WCA-1-гидрофильный сополимер DMDAAC (коммерческое название - поставщик в Российскую Федерацию: СО международной торговли Jiangsu Jin Нао De, Ltd, Китайская Народная Республика) - катионоактивный мономер водорастворимый: хлористый аммоний Diallyl этанный или хлорид Diallyldimethylammonium (химическая формула: C₈H₁₆NCl; молекулярный вес: 161.5)] и сшивателя - акриламида (ТУ-6-01-1049-92, производство ООО «ОптХимСнаб-Волга», г.Казань), способного связывать и удерживать воду в пласте, не препятствующего притоку нефти и уменьшающего обводненность нефти к забою скважин 2 и 3, у интервалов вскрытия которых остаются зоны остаточной нефти 7.

Модификатор уменьшает относительную водопроницаемость породы и не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует поток воды в матрице продуктивного пласта 5, не препятствует притоку нефти. Его принцип действия основан на том, что высокогидрофильная эластичная полимерная цепь среднего молекулярного веса удлиняется при контакте с водой и сжимается при контакте с углеводородами («эффект гармошки»).

Перед закачкой в скважину приготавливают тампонажный раствор в виде гидрофильного полимерного раствора в следующем соотношении:

- гидрофильный сополимер DMDAAC - 65%; - акриломид - 35%.

с добавлением от 20-80 литров вышеуказанного раствора на 1 м³ воды.

В качестве дополнительного примера гидрофильного полимера может служить тампонажный раствор на основе полиакриламида DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006 (производитель ООО «ОптХимСнаб-Волга», г.Казань), причем в качестве сшивателей применяются ацетат хрома (соль трехвалентного хрома), щелочи (NaOH), сода пищевая.

Также для закачки в пласт могут использоваться другие известные растворы гидрофильных полимеров, описанные в патентах (патент РФ №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2002 г.; патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2001 г.; патент РФ №2382185, МПК Е21В 43/22, опубл. в бюл. №5 от 20.02.2010 г.).

Закачку через скважины 1, 2, 3, 4 гидрофильного полимерного раствора (см. фиг.2) и его продавку в обводнившуюся часть 9 продуктивного пласта 6 буферной жидкостью осуществляют любым известным способом, например как описано в патенте (патент RU №2330945, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №22 от 10.08.2008 г.) по колонне труб с применением продавочной пробки (на фиг.1, 2, 3 и 4 не показано).

В результате нижние интервалы вскрытия скважин 1, 2, 3 и 4, находящиеся ниже границы ВНК, заизолированы гидрофильным полимерным раствором.

Проводят геофизические исследования и определяют, что скважины 1, 2, 3, 4 гидравлически связаны между собой.

Поэтому скважины 1, 4 запускают в эксплуатацию как нагнетательные, причем закачку рабочего агента, например сточной воды, ведут в верхние интервалы в зоны остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 куполообразного поднятия 7 выше уровня ВНК (см фиг.3), так как через нижние интервалы вскрытия ниже уровня (ВНК) в обводнившуюся часть 9 продуктивного пласта 6 закачан гидрофильный полимерный раствор.

Скважины 2 и 3 запускают в эксплуатацию как добывающие, при этом отбор нефти ведут из верхних интервалов вскрытия, находящихся выше границы ВНК, т.е. зон остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6, при этом нижние интервалы вскрытия скважин 2 и 3 остаются изолированными гидрофильным полимерным раствором.

В случае повышения обводненности добываемой нефти выше экономически рентабельной величины эксплуатации определяют источник обводненности и производят повторную закачку и продавку гидрофильного полимерного раствора в эту скважину, как описано выше.

С целью увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта 6 и объемов отбора нефти в добывающие скважины 2 и 3 через интервалы вскрытия, находящиеся выше водонефтяного контакта, в зоны остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 производят закачку химических реагентов, в качестве которых используют газ или газированную жидкость любым известным способом. Например, сначала спускают в добывающие скважины 2 и 3 глухие пакеры 10 (см. фиг.4), которые устанавливают на уровне границы водонефтяного контакта (ВНК), после чего спускают колонны труб 11 с насосами 12 соответственно любой известной конструкции, так чтобы нижний конец колонны труб 11 находился напротив верхних интервалов вскрытия добывающих скважин 2 и 3.

После чего в верхние интервалы вскрытия добывающих скважин 2 и 3 в зоны остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 выше ВНК, например, по межтрубному пространству 13 между колонной труб 10 и скважиной 2 начинают закачку газа или газированной жидкости.

Закачав в зоны остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 добывающих скважин 2 и 3 расчетный объем газа или газированной жидкости, определяемый опытным путем, их закачку прекращают.

Начинают отбор нефти из зон остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 добывающих скважин 2 и 3, осуществляют с помощью насосов 12 любой известной конструкции, которые по внутренним пространствам 14 колонн труб 11 поднимают нефть на поверхность.

Добычу нефти из зон остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 добывающих скважин 2 и 3 продолжают до падения дебита до экономически обоснованной величины, после чего закачку газа или газированный жидкости в зоны остаточной нефти 8 продуктивного пласта 6 добывающих скважин 2 и 3 возобновляют и процесс повторяют, как описано выше.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения позволяет снизить обводненность добываемой нефти за счет уменьшения объема поступления воды к забою добывающих скважин благодаря надежной изоляции обводнившейся части продуктивного пласта гидрофильными полимерными растворами, а увеличение объемов отбора нефти достигается за счет улучшения нефтеотдачи пласта путем циклической закачки газа или газированной жидкости в зону остаточной нефти продуктивного пласта без проведения дополнительного вскрытия продуктивного пласта выше пакера, что позволяет сократить материальные и финансовые затраты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает уменьшение обводненности добываемой нефти за счет снижения объема поступления воды к забою добывающих скважин и увеличение объемов отбора нефти за счет улучшения нефтеотдачи пласта без проведения дополнительного вскрытия продуктивного пласта выше пакера. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин. После закачки тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта добычу нефти производят выше уровня водонефтяного контакта через добывающие скважины, расположенные на вершинах куполообразных поднятий. После обработки химическими реагентами производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, связанные гидродинамически с данными скважинами в пределах данного продуктивного пласта. Закачку тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта в виде гидрофильного полимера производят дополнительно через нагнетательные скважины одновременно с добывающими скважинами. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют выше водонефтяного контакта. Закачку химических реагентов в добывающие скважины выше водонефтяного контакта осуществляют циклически в виде газа или газированной жидкости. 4 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, после закачки тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта добычу нефти производят выше уровня водонефтяного контакта через добывающие скважины, расположенные на вершинах куполообразных поднятий, после обработки химическими реагентами производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, связанные гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта, отличающийся тем, что закачки тампонажного раствора ниже водонефтяного контакта в виде гидрофильного полимера производят дополнительно через нагнетательные скважины одновременно с добывающими скважинами, а закачку рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют выше водонефтяного контакта, причем закачку химических реагентов в добывающие скважины выше водонефтяного контакта осуществляют циклически в виде газа или газированной жидкости.