СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ДРУГИХ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ КОЛЛЕКТОРА (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2014 года по МПК E21B43/20 

Область применения изобретения

Настоящее изобретение имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и, в вариантах его осуществления, особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. В частности, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, после начальной, но в ограниченном количестве, первичной добычи такой нефти, дополнительную нефть добывают за счет вторичных операций нагнетания вытесняющей жидкости, например, за счет заводнения, в которых периоды избыточного нагнетания вытесняющей жидкости (VRR≥0.95) сопровождаются периодами недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости (VRR<0.95).

Предпосылки к созданию изобретения

Во многих коллекторах легкой нефти (плотность 32°-40° API (плотность в градусах Американского нефтяного института) и в некоторых коллекторах нефти средней плотности (плотность 20°-32° API), исходная пластовая нефть (OIP) может быть добыта в три этапа. На первом этапе, который обычно называют первичной добычей, нефть типично вытекает из скважин за счет собственного давления коллектора. Обычно, только фракцию исходной OIP добывают на этом этапе, ориентировочно до 20% исходной OIP. На следующем этапе этой последовательности добычи типично используют заводнение, то есть технологию вторичной добычи, позволяющую добыть дополнительную нефть, например, дополнительно ориентировочно до 30% исходной OIP. После этой точки, стоимость продолжения заводнения обычно становится экономически невыгодной, с учетом объема добытой нефти. Следовательно, 50% исходной OIP может оставаться в коллекторе даже после его интенсивного заводнения. Третичные способы добычи могут быть использованы на последней стадии последовательности. На этой стадии могут быть использованы один или несколько других известных усовершенствованных способов добычи нефти, например, нагнетание полимера или нагнетание CO₂.

Практика заводнения обычных коллекторов легких видов нефти была первоначально разработана в сороковых годах двадцатого века и описана в публикации Buckley et al. "Mechanism of Fluid Displacements in Sands", AIME Vol.146, pages 107-116 (1942), причем мало что изменилось в этой области после публикации Craig "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc. (1971). До самого последнего времени появляются публикации, большинство из которых связано только с заводнением коллекторов нефти с вязкостью меньше чем 100 мПа·с, см., например, публикацию Smith et al. "Waterflooding", Advanced Waterflooding Course, Society of Petroleum Engineers, Canadian Section, Calgary, Alberta (April 19-23, 2004). Основными принципами классического заводнения коллекторов легкой нефти являются следующие: раннее начало; полное замещение пористости коллектора (VRR=1). Поддержание достигнутого VRR, то есть VRR=1, настолько проникло в настоящее время в теорию и практику, что в Канаде ведущие добычу компании должны получать разрешение правительственных руководящих органов для отклонения VRR от значения 1. В публикации Chawathé et al. проведено исследование заводнений в Middle-Eastern области и рекомендовано использовать накопленное VRR больше чем 1.2 для приконтурных кольцевых заводнений.

Добыча нефти за счет использования вторичных способов с использованием вытесняющих жидкостей, таких как заводнение, обычно является неэффективной для подземных пластов (далее также называемых просто пластами), в которых подвижность пластовой (in-situ) нефти существенно меньше чем подвижность вытесняющей жидкости, которую используют для вытеснения нефти. Подвижность флюидной фазы в пласте определяется отношением относительной проницаемости флюида к его вязкости. Когда вытесняющей жидкостью является вода, вытеснение типично становится неэффективным для видов нефти с вязкостью больше чем, например, 10 сП.

В частности, когда заводнение применяют для вытеснения очень вязкой или тяжелой нефти из пласта, этот процесс является весьма неэффективным потому, что подвижность нефти намного меньше чем подвижность воды. Использованный здесь термин "вязкая или тяжелая нефть" относится к нефти с плотностью 30° API или меньше, а обычно меньше чем 25° API. Некоторые пласты тяжелой нефти на Аляске (США) или в Канаде могут иметь плотность меньше чем 17° API.

Вопреки такой неэффективности, заводнение становится все более важным при добыче тяжелой нефти. В западной Канаде, оценочные запасы тяжелой нефти составляют 5200 миллионов м³ в провинциях Альберта и Саскачеван. Однако, только часть этой тяжелой нефти может быть добыта при проведении более 200 операций заводнения, с типичной добычей около 24% пластовой нефти в коллекторе. Усовершенствование заводнения этих коллекторов даже на несколько процентов могло бы позволить добывать существенно больше нефти.

При проведении известных операций заводнения уже пришли к выводу о необходимости повышения вязкости воды за счет использования частиц, полимеров или других реагентов, или за счет использования другой вытесняющей жидкости, которая не так легко просачивается через нефть. Принимая во внимание необходимость больших объемов вытесняющей жидкости, предлагаемая вытесняющая жидкость должна быть дешевой и стабильной при режимах потока в пласте. Вытеснение нефти является наиболее эффективным, когда подвижность вытесняющей жидкости близка к подвижности нефти или меньше чем подвижность нефти, так что выгодно было бы создать способ получения имеющей более низкую подвижность вытесняющей жидкости рентабельным образом. Для умеренно вязких видов нефти - которые имеют вязкости около 20-100 сантипуаз (сП) - растворимые в воде полимеры, такие как полиакриламиды или ксантановая камедь, уже используют для повышения вязкости воды, нагнетаемой для вытеснения нефти из пласта. При этом способе, полимер растворяют в воде, что повышает ее вязкость.

В то время как растворимые в воде полимеры могут быть использованы для достижения благоприятной подвижности заводнения для видов нефти с относительно низкой вязкостью, такой способ не может быть экономично применен для достижения благоприятной подвижности вытеснения более вязких или тяжелых видов нефти. Эти виды нефти являются такими вязкими, что количество полимера, необходимого для достижения благоприятного отношения подвижностей, возрастает настолько, что способ становится нерентабельным. Более того, как известно, растворенный в воде полимер часто десорбируется из транспортирующей воды на поверхности пластовой породы, захватывается ею и становится неэффективным для повышения вязкости воды. Это ведет к потере управления подвижностью, к снижению добычи нефти и к высокому расходу полимера. По этим причинам, заводнение с использованием полимеров для добычи видов нефти с вязкостью свыше 100 сП обычно является технически или экономически невозможным.

В других способах используют различные химические или порошковые эмульгаторы или сами эмульсии для повышения добычи нефти, что описано в патентах США 2,731,414; 2,827,964; 4,085,799; 4,884,635; 5,083,612; 5,083,613; 6,068,054; и 7,186,673. В то время как эти способы позволяют повысить добычу нефти, они являются относительно дорогими и сложными для практического применения.

В патенте США No. 5,350,014 раскрыт способ добычи тяжелой нефти или битума из пласта по способу горячей добычи. Указано, что дебит происходит в виде эмульсий нефти в воде, за счет тщательного поддержания профиля температуры зоны добычи выше минимальной температуры. Полагают, что полученные за счет такого контроля профиля температуры в пласте эмульсии являются полезными для образования барьера для закупорки обедненных водой зон поглощения в пластах, из которых добычу производят за счет способов горячей добычи, в том числе для контроля вертикального конусообразования воды. Однако, этот способ требует тщательного контроля температуры в зоне пласта и, таким образом, полезен только в проектах горячей добычи. Следовательно, способ, раскрытый в указанном патенте, не может быть использован для не горячей добычи (также называемой холодной добычей, "cold flow") тяжелой или вязкой нефти.

Совсем недавно, в публикации Vittoratos et al. "Flow Regimes of Heavy Oils under Water Displacement" 14^th European Symposium on Improved Oil Recovery, Cairo, Egypt (April 22-24, 2007), был описан анализ некоторых данных относительно заводнения тяжелой нефти.

Следует иметь в виду, что все упомянутые здесь патенты и публикации включены в данное описание в качестве ссылки.

Можно видеть, что существует необходимость создания усовершенствованных способов добычи тяжелой или вязкой нефти из подземных пластов, чтобы можно было добывать больше OIP из них, а в частности, существует необходимость создания способов, которые можно было бы внедрить рентабельно и которые могут быть хорошо осуществлены в широком диапазоне условий (режимов) в пласте.

Сущность изобретения

Описанные выше преимущества могут быть достигнуты за счет настоящего изобретения, варианты осуществления которого направлены на создание способов повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора, причем, в частности, в некоторых вариантах осуществления используют операции холодной добычи, связанные с добычей и из таких коллекторов, из которых нефть может быть добыта при помощи вторичных операций с использованием вытесняющей жидкости, например, при помощи заводнения, с циклами, в которых периоды избыточного нагнетания вытесняющей жидкости сменяются периодами недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения, это циклическое повторение проводят после начальной первичной добычи нефти, но при ее ограниченном количестве, за счет собственного давления, то есть при снижении давления. Не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что такие операции, в том числе использование других описанных здесь ниже вариантов осуществления изобретения, позволяет образовать в пласте на месте (in-situ) желательную вспененную смесь нефти с газом и/или эмульсию нефти с водой, имеющую вязкость, близкую к вязкости вытесняемой вязкой или тяжелой нефти. Это позволяет производить более эффективную и полную очистку коллектора и в конечном счете повысить добычу нефти.

Как это описано далее более подробно в специфических вариантах осуществления настоящего изобретения, можно полагать, что работа в рамках заданных параметров, как это описано далее более подробно, может приводить к существенному повышению коэффициентов ожидаемой конечной добычи (EUR), по сравнению с работой без учета таких заданных параметров, например, на величину от 100% до 200% больше, чем при общепринятых способах добычи, в которых не ограничиваются начальной первичной добычей или циклами между периодами избыточного нагнетания и недостаточного нагнетания.

Таким образом, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11, до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95, до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, способ включает в себя дополнительную операцию (c), в которой операции (a) и (b) повторяют один или несколько раз.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) добыча от 1 до 4% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;

(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, способ включает в себя дополнительную операцию (d), в которой операции (b) и (c) повторяют один или несколько раз.

В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) добыча до 8% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;

(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, этот способ включает в себя дополнительную операцию (d), в которой операции (b) и (c) повторяют один или несколько раз.

Указанные ранее и другие аспекты изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показаны графики данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а ожидаемая конечная добыча (EUR) показана по оси y. Кривые, связанные с добычей нефти с плотностью 17-29.7° API, представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.01 до 0.05 или при начальной добыче от 1 до 5% OIP.

На фиг.2 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 12.6-15.9° API, показанными на фиг.1.

На фиг.3 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 17-21.3° API, показанными на фиг.1.

На фиг.4 показан график данных для Примера 1, причем по оси x причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 22-24° API, показанными на фиг.1.

На фиг.5 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 24-29.7° API, показанными на фиг.1.

На фиг.6 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внешнего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Кривая представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.0075 до 0.04 или при начальной добыче от 0.75 до 4% OIP.

На фиг.7 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Точки данных приведены для добычи нефти 17-23° API. Линия "минимума" или сплошная линия показывает минимальную EUR, достижимую при различных коэффициентах нефтеотдачи при начале вторичного заводнения. Кривая представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.01 до 0.04, или при начальной добыче от 1 до 4% OIP.

На фиг.8 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Точки данных приведены для добычи нефти с плотностью <17° API. Сплошная линия показывает, что добыча до заводнения не является определяющей для EUR.

На фиг.9 показан график данных для Примера 2, причем по оси x отложена фракция введенного объема при <0.95 VRR для "внутреннего" заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, а EUR показана по оси y. Кривая, связанная с добычей нефти с плотностью 17-23° API, представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно для фракции введенного объема от 0.1 до 0.3, а кривая, связанная с добычей нефти с плотностью <17° API, показывает аналогичное увеличение EUR в диапазоне от 0.25 до 0.6.

На фиг.10 показан график данных для Примера 2, для добычи сырой нефти с плотностью <17° API, как это показано на фиг.9.

На фиг.11 показан график данных для Примера 2, для добычи сырой нефти с плотностью 17-23° API, как это показано на фиг.9.

На фиг.12 показан график данных для Примера 3, показывающий EUR в функции накопленного VRR, причем увеличенные EUR могут быть получены при накопленном VRR от 0.6 до 1.25, а в особенности от 0.93 до 1.11.

На фиг.13 показан график данных для Примера 4, который показывает существенное увеличение добычи нефти для вязкой/тяжелой нефти с плотностью 20° API, при VRR=0.7 по сравнению с VRR=1.

На фиг.14 показан график данных для Примера 5, на котором сплошной линией показан график VRR (скользящее среднее) в функции совокупной добычи нефти (в тысячах баррелей нефти или "MBO"), а сплошной линией с ромбиками показаны точки данных, отображающих график WOR в функции этой же совокупной добычи нефти.

На фиг.15 показан график данных для Примера 5, показывающий наилучшую зону для EUR, когда фракция объема флюида, введенного при VRR<0,95, составляет ориентировочно от 0.15 до 0.3 (от 15 до 30% накопленной введенной вытесняющей жидкости).

Следует иметь в виду, что приложенные чертежи приведены только для пояснения вариантов осуществления настоящего изобретения и не предназначены для ограничения объема его патентных притязаний, причем возможны и другие равным образом эффективные варианты осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

В последующем описании приведены различные детали для пояснения заявленных способов. Однако, специалисты в данной области легко поймут, что практическая реализация этих способов может быть осуществлена без этих деталей, причем в описанные варианты могут быть введены различные изменения или модификации.

В описании настоящего изобретения использованы следующие определения и термины:

Ожидаемая конечная добыча ("EUR") - это приведенный к нормальным условиям объем предельно добытой нефти, поделенный на приведенный к нормальным условиям объем OIP в коллекторе при температуре 60°F и давлении 1 атмосфера.

Толщина пласта (h) означает толщину содержащего углеводород подземного пласта в футах (ft).

Внутреннее заводнение означает площадное заводнение любого вида или линейное заводнение вытеснения, причем этот термин обсуждается ниже в описании предпочтительных вариантов.

Проницаемость коллектора (k) измерена в миллидарси (мД).

Пластовая нефть (OIP) - это исходное количество нефти в коллекторе до начала добычи.

Газовый фактор (GOR) соответствует отношению газа в растворе при 60°F и давлении 1 атмосфера (SCF, стандартные кубические футы) (SCF) к приведенным к нормальным условиям баррелям нефти при 60°F и давлении 1 атмосфера. GOR имеет единицы измерения SCF/BBL или м³ газа/м³ нефти, причем этот термин хорошо известен специалистам в данной области и описан, например, в книге Frick et al. "Petroleum Production Handbook", Vol II, pages 19-2 and 29-17 to 29-22, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

GOR при растворенном газе означает объем растворенного газа в жидкости и определяется при помощи PVT аналитических процедур, известных в нефтяной промышленности, что описано, например, в книге Frick et al. "Petroleum Production Handbook", Vol II, pages 19-3, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

Внешнее заводнение означает приконтурное кольцевое заводнение, причем этот термин обсуждается ниже в описании предпочтительных вариантов.

Коэффициент нефтеотдачи (RF) равен отношению приведенного к нормальным условиям объема добытой нефти в баррелях (BBL) к приведенному к нормальным условиям объему OIP в баррелях (BBL), при температуре 60°F и давлении 1 атмосфера. RF является десятичной дробью, эквивалентной процентам добытой OIP, как уже было указано здесь выше.

Отношение замещения пористости (VRR) равно объему вытесняющей жидкости (воды) при режимах коллектора, введенной в углеводородный коллектор, (в баррелях, BBL), поделенному на объем флюидов (нефть, газ и вода) при режимах коллектора, добытых из коллектора (в баррелях, BBL).

Накопленное VRR (cum VRR) соответствует накопленному объему введенного флюида (в баррелях) при режимах коллектора, поделенному на накопленный объем добытых флюидов (нефть, вода и газ) при режимах коллектора.

Вязкость (µ) измерена в сантипуазах (сп).

Отношение вода-нефть (WOR) соответствует объему добытой воды (баррели), поделенному на приведенный к нормальным условиям объем нефти, добытой при 60°F и давлении 1 атмосфера.

Обводненность (содержание воды) равна отношению фракции воды к полному объему жидкости, добытой из скважины.

Описанные здесь способы направлены на повышение добычи тяжелой/вязкой сырой нефти из подземных пластов. В некоторых вариантах, в которых имеется небольшой дебит из коллектора или его вообще нет, сначала осуществляют начальную первичную добычу ограниченного объема пластовой нефти (OIP) из коллектора, а затем осуществляют вторичную добычу за счет использования вытесняющей жидкости (типично, за счет заводнения), причем подземный пласт подвергается циклическим, то есть чередующимся периодам избыточного нагнетания вытесняющей жидкости, за которыми следуют периоды недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости, но при сохранении полного накопленного отношения замещения пористости (VRR) в заданном диапазоне, а обычно в диапазоне от 0.6 до 1,25, в частности, от 0.93 до 1.11, как это описано далее более подробно.

В других вариантах осуществления, особенно когда первичная добыча уже проведена, дебит из коллектора все еще может быть увеличен за счет этого же самого циклического чередования периода избыточного нагнетания вытесняющей жидкости и следующего периода недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости. Однако следует иметь в виду, что в зависимости от условий в коллекторе или от предыдущей операции, в которой была проведена первичная добыча, в начале вторичной добычи может быть использован начальный период недостаточного нагнетания, особенно если GOR добытых в начале вторичной добычи флюидов является чрезмерным, например, больше чем GOR при растворенном газе в коллекторе. Таким образом, следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено только начальными периодами избыточного нагнетания.

За счет изменения расхода вытесняющей жидкости при нагнетании, но также при сохранении накопленного VRR в ранее указанном диапазоне, то есть при поддержании накопленного VRR около 1.0, ожидаемая конечная добыча (EUR) может быть увеличена на 100% или больше по сравнению с обычными способами добычи, в которых стремятся максимально увеличить начальную первичную добычу углеводородов и после этого стремятся только сбалансировать объем введенной воды с объемом добытых углеводородов, газов и воды.

Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением используют способ вторичной добычи, в котором вытесняющую жидкость, типично воду или другой флюид на водной основе, нагнетают в подземный пласт, чтобы повысить дебит углеводородов, присутствующих в пласте. Такой способ типично называют "заводнением" или операцией "заводнения". Известно, что заводнение включает в себя совокупность операций, проводимых в месторождении нефти, используемых для поддержания давления в продуктивном пласте, а именно, в одной или нескольких добывающих скважинах, и для увеличения добычи нефти с использованием одной или нескольких скважин для нагнетания воды или других флюидов ("нагнетательных скважин"). В процессе заводнения используют нагнетание флюида для транспортирования остаточной нефти, оставшейся после начальной первичной добычи нефти, к соответствующим добывающим скважинах, для ее добычи. За счет этого, скважины, в которых закончилась первичная добыча, могут продолжать производить нефть, что приводит к увеличению рентабельного срока службы месторождения и увеличивает полный объем добытой нефти из коллектора.

Настоящее изобретение может быть осуществлено с использованием имеющихся систем нагнетания и добычи в любой подходящей схеме расположения скважин. Одной из схем расположения скважин, которую обычно используют в операциях заводнения и которая подходит для осуществления настоящего изобретения, является схема расположения с использованием расстановки пять точек, с внутренним или с объединенном заводнением, и с использованием других типов расстановки, которые описаны в патенте США No. 4,018,281, который полностью включен в данное описание в качестве ссылки. Схема расположения скважин может содержать множество расстановок пять точек, каждая из которых содержит центральную эксплуатационную скважину и четыре периферийных нагнетательных скважины, как это указано в данном патенте.

Само собой разумеется, что для осуществления настоящего изобретения могут быть использованы и другие расстановки и схемы расположения скважин, такие как прямые или ступенчатые линейные расстановки, расстановки четыре точки, семь точек или девять точек, а также расстановки с внешним или кольцевым заводнением. Более подробное описание этих и других схем расположения скважин, которые могут быть использованы при заводнении, содержится в публикациях Calhoun, J.С., Jr., FUNDAMENTALS OF RESERVOIR ENGINEERING, Univ. Of Oklahoma Press, Norman (1960), pp.371-376, и Uren, L.C., PETROLEUM PRODUCTION ENGINEERING - PETROLEUM FIELD EXPLOITATION, McGraw-Hill Book Co., Inc., New York, Toronto, and London (1953), pp.528-534. Следует иметь в виду, что настоящее изобретение также может быть осуществлено с использованием сдвоенных законченных нагнетательных-эксплуатационных скважин такого типа, который раскрыт, например, в патенте США No. 2,725,106, который также включен в данное описание в качестве ссылки. Эта схема расположения иногда преимущественно может иметь использована в относительно толстых коллекторах, в которых желательно производить вытеснение нефти в коллекторе вверх и добывать нефть из верхнего участка коллектора. Внешние расстановки являются особенно интересными для использования с избыточным нагнетанием вытесняющих жидкостей в соответствии с настоящим изобретением.

Как уже было указано здесь выше, настоящее изобретение направлено на добычу так называемой тяжелой или вязкой сырой нефти, которая типично имеет API плотность 30° API или меньше, в частности, 25° API или меньше. Не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что сырая нефть, имеющая API плотность 30° API или меньше, может образовывать вспененную эмульсию газа с нефтью и/или эмульсию воды в нефти, когда вытесняющую жидкость, такую как вода, используют в соответствии с описанными здесь способами.

Важной начальной операцией в способах в соответствии с настоящим изобретением является операция первичной добычи, то есть добыча, за счет собственного (внутреннего) давления, ограниченного количества OIP в подземном пласта, причем это количество зависит от API плотности сырой нефти в пласте. Однако, как уже было указано здесь выше, циклическое изменение между периодами избыточного нагнетания и недостаточного нагнетания, или недостаточного нагнетания и избыточного нагнетания, в зависимости от условий в коллекторе в начале вторичной добычи, все еще является предпочтительным и может приводить к увеличению добычи нефти из коллектора.

Например, когда проводят ограниченную начальную первичную добычу, и если добытая сырая нефть имеет API плотность от 17 до 30° API, то тогда начальная добыча OIP преимущественно должна составлять от 0.05 до 5% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.005 до 0.05), преимущественно от 1 до 4% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.01 до 0.04), а предпочтительнее от 1.5 до 3% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.015 до 0.03). Для более тяжелых видов сырой нефти, в том числе и битумов, с API плотностью <17° API, и в частности от 12 до 16° API, начальная добыча при помощи первичного средства является менее критичной и может поддерживаться до 8% OIP или меньше (коэффициент нефтеотдачи 0.08 или меньше). Эти значения обсуждаются далее более подробно в примерах осуществления настоящего изобретения.

В частности, настоящее изобретение может найти применение в ряде регионов по всему миру, где имеются месторождения тяжелой/вязкой нефти, например, в Канаде, США (Аляска), Венесуэле и России. Настоящее изобретение особенно хорошо применимо для использования для коллекторов, содержащих тяжелую/вязкую сырую нефть с kh/µ от 1.4 до 100 mD-ft/cP, что имеется во многих содержащих тяжелую/вязкую сырую нефть коллекторах на Аляске, однако следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено использованием только в коллекторах с такими значениями kh/µ.

После начальной добычи тяжелой/вязкой сырой нефти за счет первичной добычи, начинают вторичную добычу, которую типично проводят как заводнение. Несмотря на то, что здесь использован термин заводнение, следует иметь в виду, что могут быть использованы и другие известные вытесняющие жидкости, такие как легкие углеводороды (потоки природного газа).

Заводнение может начинаться периодом так называемого избыточного нагнетания, то есть может быть использовано отношение замещения пористости (VRR)≥0.95, например, от 0.95 до 1.11, в частности, от 0.95 до 1, или даже выше, пока накопленное VRR (на основании начальной добычи нефти) не дойдет до или не будет поддерживается на величине от 0.6 до 1.25, в вариантах от 0.93 до 1.11, а преимущественно около 1, например, от 0.95 до 1.05. Это избыточное нагнетание продолжают до тех пор, пока WOR не повысится до нежелательного уровня, такого как WOR по меньшей мере 0.25, в частности, по меньшей мере 0.4, а преимущественно по меньшей мере 0.75. Операция поддержания накопленного VRR около 1 является желательной, чтобы не нагнетать избыточные количества вытесняющей жидкости в пласт.

После достижения нежелательного уровня WOR, начинают период так называемого недостаточного нагнетания, то есть операцию заводнения при VRR меньше чем 0.95 или меньше чем 0.90, в частности, от 0.5 до 0.85, а особенно от 0.6 до 0.8, так чтобы освободить газ, который содержится в пластовых флюидах и получить оптимальную EUR. Полагают, что при VRR меньше 0.5, любые образующиеся эмульсии перестают действовать эффективно в операции заводнения. Во время периода недостаточного нагнетания, накопленное VRR преимущественно поддерживают на уровне от 0.6 до 1.25. Кроме того, недостаточное нагнетание продолжают до тех пор, пока не будет достигнут нежелательный уровень освобождения газа, например, когда GOR добытых флюидов достигнет уровня по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе в коллекторе, а в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере в 5 раз больше чем GOR при растворенном газе. Фактический уровень зависит от специфического коллектора, от того, как быстро оператор желает снизить коллекторное давление, а также от экономики добычи из коллектора.

Операция заводнения от периода избыточного нагнетания до периода недостаточного нагнетания является циклической по своей природе, то есть может быть повторена один или несколько раз, а в частности, столько раз, сколько это нужно для экономически выгодной и эффективной добычи тяжелой/вязкой сырой нефти.

Также важно ограничить количество воды, нагнетаемой во время периодов недостаточного нагнетания, то есть когда VRR меньше чем 0.95. Как правило, для нефти с плотностью от 17 до 30° API, накопленный объем воды, нагнетаемой во время таких периодов недостаточного нагнетания, составляет от 15 до 30%, в пересчете на полный накопленный объем воды, введенной в пласт. Для нефти с плотностью <17° API, накопленный объем воды, нагнетаемой во время таких периодов недостаточного нагнетания, составляет от 30 до 50%, в пересчете на полный накопленный объем воды, введенной в пласт.

Специфические варианты осуществления изобретения

Было проведено статистическое исследование 166 случаев заводнения в западной Канаде для добычи тяжелой нефти и нефти средней плотности, и была разработана новая рабочая практика для заводнения тяжелой нефти. При классическом заводнении легкой нефти, операторам обычно советуют начинать заводнение рано и поддерживать отношение замещения пористости (VRR) у 1. Однако проведенное исследование привело к удивительным результатам для 2 параметров - среди 120 коллекторов и исследованных рабочих параметров - которые противоречат рекомендованной практике классического заводнения легкой нефти. Во-первых, было обнаружено, что задержка заводнения до добычи некоторой фракции пластовой нефти является полезной. Во-вторых, следует изменять VRR в соответствии с увеличенной конечной добычей - то есть нужны периоды недостаточного нагнетания, несмотря на то, что накопленное VRR около 1 следует поддерживать.

Конечная добыча коррелирует с коэффициентом первичной добычи в начале заводнения. При анализе набора данных по диапазонам API, была обнаружена наилучшая зона ("sweet spot") повышения конечной добычи в очень узком интервале коэффициента нефтеотдачи до начала заводнения. На графиках каждой категории показана эта наилучшая зона, в которой происходит повышенная добыча.

Также наблюдали повышение конечной добычи, когда исследовали графики конечной добычи в функции фракции введенного объема - но опять, только когда данные анализируют по диапазонам. Некоторые периоды нагнетания, когда VRR меньше чем 0.95, приводят к повышению конечной добычи. Однако важно, чтобы этот период с VRR<0.95 перемежался периодами повышенного VRR, так чтобы накопленное VRR было около 1.0. Вновь, в каждом диапазоне имеется наилучшая зона, в которой происходит это увеличение конечной добычи.

Данные о добыче, число скважин и схемы разработки пласта были получены и исследованы для 166 месторождений в западной Канаде с использованием программного обеспечения AccuMapTM для разведки и оценки месторождений, которое может быть получено на фирме HIS Energy of Englewood, Colorado, USA, и программного обеспечения GeoQuest Merak PetroDesk™ и баз данных добычи (Canadian production database), которые могут быть получены на фирме Schlumberger Oilfield Services of Houston, Texas, USA. Данные коллекторов были также получены из правительственных баз данных двух канадских провинций - Government of Saskatchewan, Ministry of Industry и Resources (Reservior Annual 2003) и Government of Alberta, Alberta Energy and Utilities Board, Alberta's Energy Reserves 2005 и Supply/Demand Outlook 2005-2015, ST 98-2006. Исследование было ограничено заводнениями нефтяных залежей, из которых добывают нефть с плотностью меньше чем 30° API, Так как интерес представляют только эффекты первичной добычи и стратегия нагнетания, то были исключены данные от операций заводнения с использованием других схем повышения добычи нефти (EOR); небольшие заводнения (меньше чем четыре нагнетательные скважины одной компании); и данные от нефтяных залежей, в которых имеются расхождения между AccuMapTM и провинциальными данными добычи.

Средние проницаемости для каждого коллектора были рассчитаны как среднее геометрическое (пропорционально длине выборки) воздухопроницаемостей данных керна, полученных от AccuMap. Полагали, что проницаемости (k) меньше чем 5 мД находятся ниже отсечки и поэтому они были исключены. Данные вязкости были получены из документов, опубликованных регулятивными органами провинций Саскачеван и Алберта, или же были получены за счет оценки с установлением корреляции между плотностью нефти и реальной вязкостью для имеющихся данных. Вязкости были проверены на корреляцию с вязкостью тяжелой нефти на Аляске, для которой известны плотность нефти, GOR, а также температура и давление коллектора.

Были вычислены три коэффициента, которые могут влиять на добычу из коллекторов:

- Фракция пластовой нефти, добытой до начала заводнения;

- Полное накопленное VRR; и

- Фракция объема введенной воды при недостаточном нагнетании (когда VRR<0.95).

Чтобы получить фракцию недостаточного нагнетания, было произведено вычисление среднего ежегодного VRR из ежегодных объемов нагнетания и добычи. Накопленный объем нагнетания, когда VRR меньше чем 0.95, поделили на накопленную воду нагнетания. Это дает квантификацию времени, когда забор воды из коллектора и нагнетание воды в коллектор не сбалансированы, и является мерой степени недостаточного нагнетания. Была произведена оценка различных отсечек VRR и было обнаружено, что 0.95 обеспечивает наилучшую подгонку. Этот коэффициент позволяет идентифицировать коллектор с флуктуирующими VRR в течение его срока службы, в отличие от заводнения, когда VRR является фактически постоянным.

Заводнения могут иметь возраст от 1 до 50 лет. Однако, заводнения с возрастом меньше чем 12 лет были исключены из статистического анализа. Заводнения с историей больше чем 12 лет имеют одинаковую ожидаемую конечную добычу (EUR), в то время как заводнения с историей меньше чем 12 лет показывают статистическое повышение EUR, продолжающееся до 12 лет. Можно полагать, что исключение менее зрелых заводнений исключает ошибочно низкие оценки EUR.

Чтобы определить тренды, данные были подразделены на различные диапазоны и группировки следующим образом:

- Плотность;

1) <17 API

2) от 17 до 23 API

3) >23 API

- Kh/µ (от 1.2 до 100 mD-ft/cP - диапазон для проектируемых коллекторов тяжелой нефти на Аляске)

- Заводнение было подразделено на две категории:

1) внутреннее заводнение, когда нагнетательные скважины полностью окружены добывающими скважинами и воду в основном вводят "внутрь" накоплений нефти. При проведении исследования было обнаружено, что все типы расстановок заводнения: 9 точек, инвертированные 9 точек, 5 точек, 7 точек, и иррегулярные расстановки, а также вариации линейных расстановок вытеснения ведут себя аналогично для всех оцененных параметров. Поэтому эти различные расстановки заводнения были объединены в одну группировку внутренних заводнений;

2) внешнее заводнение, когда воду вводят снаружи или периферийно (приконтурное кольцевое заводнение) относительно накопления нефти.

Категории "внутреннее" или "внешнее" могут быть применены к каждому заводнению. "Внутренние" заводнения статистически имеют более низкие значения EUR, чем "внешние" заводнения. Кроме того, при "внутренних" заводнениях EUR имеет тенденцию к снижению, когда VRR>1,0, в то время как при "внешних" заводнениях EUR растет, когда VRR>1.0. При "внутренних" заводнениях, когда VRR>1.0, введенная вода должна проходить через нефть и огибать добываемую нефть, чтобы вытекать из коллектора. Однако, при "внешнем" или приконтурном кольцевом заводнении, воду, которая требуется для баланса отвода, нагнетают в коллектор нефти, а избыток введенной воды может вытекать к периферии без отрицательного влияния на EUR.

Пример 1 - Влияние объема первичной добычи (% OIP)

На фиг.1 показана зависимость между EUR и объемом первичной добычи, выраженная как фракция OIP. Внимание направлено в первую очередь на 90 внутренних заводнений.

На фиг.2-5 показаны подгруппы объединенных наборов данных для 90 внутренних заводнений, а соответственно: для заводнений для добычи нефти с плотностью <17° API; с плотностью от 17 до 22° API; с плотностью от 22 до 24° API; и с плотностью от 24 до 30° API. Вместо лучшего подбора методом наименьших квадратов для точек данных каждого графика, внимание было привлечено к минимальному значению EUR для каждого набора данных. Эти кривые минимального тренда имеют интересную форму. За исключением заводнений самой тяжелой нефти (<17° API), показанных на фиг.2, каждая из кривых минимального тренда, показанных на фиг.3-5, имеет наилучшую зону, в которой минимум EUR растет до максимального значения. Это обычно происходит при предварительной добыче до начала заводнения, составляющей ориентировочно от 1 до 5% OIP, а более четко, от 1.5 до 2.5% OIP. Имеется меньше точек данных для внешних заводнений (фиг.6), однако имеется аналогичный график для диапазона внешних заводнений на Аляске (API плотность в диапазоне от 17 до 23° API), который имеет такой же тип наилучшей зоны при предварительной добыче, составляющей около 2% исходной OIP до начала заводнения.

Тренд повышения минимальной EUR наблюдается при предварительной добыче 1.5-3.0% пластовой нефти до начала заводнения в канадских месторождениях, похожих на месторождения на Аляске, в диапазоне 1.4-100 mD-ft/cP [проницаемость * высота пласта / вязкость (kh/µ)] для нефти с плотностью 17-23° API (фиг.7). Однако, для коллекторов с плотностью <17° API (фиг.8), добыча до начала заводнения по-видимому не оказывает отрицательного влияния на EUR. "Внешнее" или приконтурное кольцевое заводнение имеет наилучшую зону для EUR при 1.5-2.5% пластовой нефти, добытой до начала заводнения, несмотря на то, что меньшее число точек для этого случая снижает достоверность для предварительной добычи 2% OIP до начала заводнения - см. фиг.9.

Пример 2 - Влияние объема нагнетания (VRR)

На фиг.9 показана корреляция между фракцией недостаточного нагнетания коллектора и EUR. По оси x отложен объем взвешенной фракции нагнетания при VRR меньше чем 0.95. На фиг.9 показан график для "внутренних" заводнений канадских месторождений, аналогичных месторождениям на Аляске, причем kh/µ равно 1.4-100 mD-ft/cP. Наблюдаемая наилучшая зона повышения минимальной EUR, когда фракция нагнетания меньше чем 0.95, аналогична наилучшей зоне повышения минимальной EUR для фракции добычи нефти до начала заводнения (фиг.1-7). В том и другом случаях имеется интервал оптимальной наилучшей зоны для EUR. При изучении внутренних заводнений и при группировании данных по API, можно найти наилучшую зону повышения минимальной EUR, что показано на фиг.10 для <17° API и на фиг.11 для диапазона от 17 до 23° API. На фиг.10 показано, что даже для самых тяжелых видов нефти (API плотность <17° API) имеется кривая тренда повышения минимальной EUR, когда от 30 до 50% нагнетания проводят при VRR<0.95. Наилучшая зона для "внутренних" заводнений канадских месторождений, аналогичных месторождениям на Аляске, с плотностью 17-23° API и kh/µ от 1.4 до 100 mD-ft/cP (фиг.11), показывает аналогичное повышение EUR, когда VRR<0.95 для совокупного объема нагнетания от 15 до 30%.

Пример 3 - Влияние накопленного VRR

Важно различать рекомендации для периодов недостаточного нагнетания от рекомендации для периодов полного недостаточного нагнетания. На фиг.12 показаны графики EUR в функции накопленного VRR для различных "внутренних" заводнений. Накопленное VRR в диапазоне от 0.6 до 1.25 обычно дает лучшую EUR, чем внешние заводнения в этом же диапазоне, в то время как накопленное VRR от 0.93 до 1.11 дает намного лучшую EUR, чем заводнения с накопленным VRR<0.93 или с накопленным VRR>1.11. Таким образом, несмотря на то, что данные Примера 2 подсказывают, что периоды недостаточного нагнетания являются благоприятными для заводнений тяжелой нефти, данные Примера 3 подсказывают, что необходимо балансировать полное накопленное VRR для получения оптимальных результатов. Например, заводнение с объемом фракции недостаточного нагнетания 20% позволяет нагнетать, например, 20,000 м³ воды при VRR<0.95 и 80,000 м³ воды при VRR>0.95, причем объем при нагнетании при VRR>0.95 достаточен для получения полного VRR ~1.0.

Пример 4 - Исправление повышения WOR за счет работы при VRR<1

Первоначально, преимущество вытеснения нефти водой с использованием VRR меньше единицы было продемонстрировано в лаборатории. Резервуар длиной пять футов с поперечным сечением 10 дюймов на 10 дюймов был заполнен песком с плотностью 4 дарси, который был насыщен водой. Водонасыщенность затем снижали до остаточного уровня за счет вытеснения нефтью, полученной из нефтеносного пласта на Аляске, имеющего API плотность меньше чем 20° API. Полученную из этого же пласта воду нагнетали в один конец резервуара и нефть, воду и газ получали с другого конца резервуара на удалении пять футов. Использованную нефть насыщали газообразным метаном под давлением 1400 фунтов на квадратный дюйм (psi), причем нефть имеет начальный GOR при растворенном газе 35 м³ газа / м³ нефти. Начальное исходное давление равно 1500 psi, а температура является комнатной, то есть 22°C. Применяли процедуру начального создания воспроизводимого канала связи от входного местоположения до выходного местоположения резервуара. После создания канала связи, последующий расход воды при нагнетании и дебит флюидов регулировали, чтобы создавать различные VRR, а именно, VRR=1,0 в прогоне "A" и VRR около 0.7 в прогоне "B". В каждом прогоне, нагнетание воды с указанным расходом продолжали в течение времени около 35 часов. Первоначально, в каждом прогоне, WOR=0. Полученные в каждом прогоне данные показаны на фиг.13.

На фиг.13 показано воспроизводимое поведение начального канала связи, созданного в первые семь часов, для прогонов A и B. В этих прогонах, расход при нагнетании поддерживается постоянным на уровне один литр в час в течение каждого прогона. Первоначально, дебит для каждого прогона поддерживался также на уровне один литр в час. Однако, после семи часов прогона, в прогоне "A" дебит флюидов поддерживается на этом же уровне один литр в час (VRR=1), в то время как в прогоне B дебит флюидов возрастает до 1.4 литра в час (VRR=0.7). На фиг.13 показано, что увеличение на 20% совокупной добычи достижимо при VRR=0.7. Это является существенным повышением добычи, по существу без повышения расходов.

В соответствии с настоящим изобретением, добыча в месторождении может производиться при VRR=1 в течение периода времени, пока WOR не превысит 1. В этот момент времени VRR изменяют до уровня VRR=0.7 и добычу продолжают до тех пор, пока GOR не достигнет заданного уровня, например, в 10 раз меньше чем начальный GOR при растворенном газе, а типично в 2-3 раза меньше чем начальный GOR при растворенном газе. В этот момент времени, VRR вновь регулируют до уровня VRR=1 и поддерживают на этом уровне, пока WOR вновь не превысит 1, и в этот момент времени VRR вновь регулируют до уровня VRR=0.7, и т.д. Это циклическое изменение работы при VRR около 1 или больше до VRR меньше чем 0.95 (например, 0.7) продолжают до тех пор, пока не будет достаточно использована внутренняя энергия коллектора и пока не прекратится повышенная добыча. После этого могут быть использованы другие методики для обеспечения дополнительной добычи нефти.

Пример 5 - Применение для месторождения, имеющего гидравлические участки

Месторождение, которое имеет множество изолированных друг от друга гидравлических участков, подвергали заводнению, которое имеет циклические периоды избыточного нагнетания и недостаточного нагнетания в соответствии с настоящим изобретением. Нефть на всех участках является одинаковой и имеет плотность в диапазоне 18-22° API. Проницаемость основной несущей породы коллектора составляет 100-150 мД и kh/µ составляет от 2.5 до 100.

Гидравлический участок (HU-10) представляет собой один из нескольких таких использованных в испытании гидравлических участков, и он содержит 10 добывающих скважин и 8 нагнетательных скважин со сдвоенной лифтовой колонной, плюс 4 нагнетательные скважины с одинарной лифтовой колонной, с множество интервалов нагнетания. Намеченный коэффициент нефтедобычи равен 16% OIP. Добывающие скважины имеют ответвления, причем каждое ответвление имеет длину от 3,000 до 5,000 футов. Они закончены в коллекторе на глубине 4000 футов фактической вертикальной глубины (TVD), при коллекторной температуре 75-80°F и вязкости 20-100 сантипуаз. Между двумя добывающими скважинами с их ответвлениями, расположенными с промежутком около 2,000 футов, введены две вертикальные нагнетательные скважины. Нагнетательные скважины укомплектованы длинными и короткими лифтовыми колоннами. Это позволяет контролировать нагнетание воды в каждый интервал.

Данные о добыче для HU-10 показаны на фиг.14. Снижение VRR (период недостаточного нагнетания, в котором используют VRR<0.95) после совокупной добычи около 5500 МВО, что совпадает со стабилизацией обводненности на уровне около 0.5, является необходимым потому, что преждевременный прорыв воды обостряется за счет использования первоначально высоких расходов воды при нагнетании, когда совокупная добыча составляет меньше чем 5000 МВО, в усилиях достижения накопленного VRR=1.0. Начальные высокие расходы при нагнетании приводят к VRR>1.0 и достигаются за счет нагнетания выше градиента давления гидравлического разрыва пласта. Однако, нагнетательная скважина начинает преждевременно прорываться к добывающим скважинам, и эксплуатацию месторождения затем изменяют в соответствии с аспектом осуществления настоящего изобретения, чтобы смягчить эту проблему. Показаны кривые для эксплуатации после начального периода избыточного нагнетания (среднее значение VRR ориентировочно до 1.4), с последующим периодом недостаточного нагнетания (среднее значение VRR понижено до 0,6, как это показано стрелкой на фиг.14), и затем с возвратом к периоду избыточного нагнетания (среднее значение VRR до 1.35), что позволяет WOR стабилизироваться и флуктуировать около обводненности 50% для совокупной добычи нефти больше чем 5500 MBO.

Аналогичную эксплуатацию проводят на других гидравлических участках в месторождении. Каждая добывающая скважина на гидравлическом участке имеет свою специфическую EUR, оценку которой проводят с использованием хорошо известных методов анализа снижения, причем EUR для индивидуального гидравлического участка, такого как HU-10, является суммой EUR для этих индивидуальных добывающих скважин на гидравлическом участке. На фиг.15 показан график фракции объема при нагнетании при VRR<0.95 в функции EUR для каждого гидравлического участка. Если принять минимальную добычу, показанную на фиг.15, для каждого гидравлического участка, то феномен возрастания EUR происходит тогда, когда нагнетание от 15% до 30% совокупного объема воды проводят при VRR<0.95.

Приведенные выше специфические варианты осуществления настоящего изобретения позволяют показать различные особенности. Например, выгодное повышение минимальной EUR может происходить тогда, когда добычу до проведения заводнения ограничивают на уровне от 1 до 4% OIP (оптимальная добыча до проведения заводнения зависит от API плотности). Если уровень этой добычи до проведения заводнения превышен, то можно полагать (не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией), что коллекторное давление будет снижаться и вызывать насыщение газом до превышения критического насыщения газом. При этом газовые пузырьки выходят из раствора, коалесцируют и движутся до эксплуатационных скважин. Полагают, что эта выработка избыточного газа устраняет потенциальный основной источник энергии из коллектора, который, когда он содержится в коллекторе, может содействовать выталкиванию нефти и повышению EUR. Когда объем этой добычи до проведения заводнения ограничен и за этим следует описанное здесь сбалансированное заводнение, тогда критическое насыщение газом не достигается и отсутствует выработка избыточного газа. Можно полагать, что за счет удержания газа в растворе, ускоряется образование эмульсии газ-нефть, которую затем вытесняют из коллектора за счет заводнения. Однако, также можно полагать, что если VRR последовательно удерживается на уровне <1.0, то есть не сбалансирован до заданного накопленного VRR, как уже было описано здесь выше, то это в сочетании с добычей до заводнения позволяет коллекторному давлению снижаться до точки, в которой достигается критическое насыщение газом. После этого добыча из коллектора происходит при повышенном GOR и образуется избыточный газ, причем можно полагать, что будет теряться энергия, связанная с расширением этого избыточного газа, что приводит к потере обратимых резервов. Поэтому важно ограничивать объем добычи до проведения заводнения и затем инициировать сбалансированное заводнение с накопленным VRR около 1.0, например, в диапазоне от 0.6 до 1.25 или преимущественно от 0.93 до 1.11, чтобы максимально повысить добычу.

За периодами недостаточного нагнетания (VRR<0.95) следуют периоды избыточного нагнетания, так что накопленное VRR составляет около 1.0, то есть лежит в диапазоне от 0.6 до 1.25 или преимущественно от 0.93 до 1.11, что способствует повышению EUR за счет, как полагают, этого же самого механизма. Можно полагать, что как и ограничение добычи до проведения заводнения, использование VRR<0.95 позволяет снижаться коллекторному давлению и ускорять образование эмульсии газ-нефть. После образования эмульсии газ-нефть с пониженным VRR, необходимо повысить VRR, так чтобы накопленное VRR было около 1.0, как уже было указано здесь выше. Это повышенное нагнетание воды позволяет вытеснять эмульсию газ-нефть, которая образовалась в коллекторе, к добывающим скважинам. Это также стабилизирует эмульсии газ-нефть за счет удержания коллекторного давления выше давления образования пузырьков, в то время как эмульсию отводят из коллектора. Можно полагать, что во время периодов, когда VRR<0.95, создается вспененная эмульсия газ-нефть, которая расширяется в зоны вытеснения, откуда она уносится к добывающим скважинам при помощи введенной воды. После возвращения совокупной пористости коллектора к балансу, цикл повторяют, как уже было указано здесь выше.

Можно полагать, что те же самые характеристики тяжелой нефти, которые поддерживают образование так называемой вспененной нефти при холодной добыче - а именно, высокая вязкость и присутствие природных поверхностно-активных веществ - способствуют образованию вспененной нефти во время заводнения тяжелой нефти. Как правило, заводнения эмульсий газ-нефть проводят в коллекторах с менее вязкими видами нефти, чем те, которые используют при добыче только вспененной холодной нефти. Поэтому насыщения газа и коллекторные давления, при которых газ начинает коалесцировать, выше для заводнений эмульсий газ-нефть, чем для добычи вспененной холодной нефти, однако процесс образования эмульсий газ-нефть является таким же. При добыче вспененной холодной нефти, эмульсии газ-нефть являются более стабильными за счет более тяжелых видов нефти, чем при заводнениях эмульсий газ-нефть, причем вспененные эмульсии газ-нефть текут к добывающей скважине с низким давлением. Можно полагать, что при заводнениях эмульсий газ-нефть, эмульсия, при поддержании коллекторных давлений выше точки критического насыщения газа, будет вытесняться из коллектора введенной водой. Однако также можно полагать, что если коллекторное давление может падать до точки, в которой газовые пузырьки начинают коалесцировать и разрушается эмульсия газ-нефть, то снижается эффективность полной добычи при заводнении эмульсии газ-нефть.

В варианте осуществления, способ эксплуатации для оптимальной добычи с использованием как "внутреннего", так и "внешнего" заводнений фактически является одинаковым для коллекторов с API плотностью нефти больше чем 17° API. Добывают специфическую фракцию OIP (которая зависит от API плотности) до начала заводнения; причем эта фракция не должна быть ни слишком малой, ни слишком большой. Создают начальную пониженную пористость за счет предварительной добычи при VRR в диапазоне от немного выше 1.0 до 1.2 (например, от 1.05 до 1.1), чтобы получить накопленное VRR от 0.93 до 1.11. Полагают, что это важно для стабилизации созданных эмульсий газ-нефть. Когда накопленное VRR станет приблизительно равным 1.0 и стабилизируется эмульсия газ-нефть, и после этого WOR возрастает до значения больше чем 1, то затем VRR должно быть подстроено до значения меньше чем 0.95, пока GOR не начнет увеличиваться выше начального GOR при растворенном газе в коллекторе, до такого как GOR по меньшей мере в 2 раза больше чем начальный GOR при растворенном газе, а преимущественно по меньшей мере в 5 раз больше чем начальный GOR при растворенном газе. Создание возможностей для роста GOR, например, до значения по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе, позволяет использовать внутреннюю энергию коллектора, за счет наличия газа в растворе, для ускорения образования вспененных эмульсий газ-нефть и/или эмульсий вода в нефти, для более эффективного заводнения. Однако, избыточные уровни недостаточного нагнетания при VRR<0.95 могут приводить к неэффективному использованию такой коллекторной энергии и к чрезмерному выделению газа. Как только GOR доходит до заданного значения, такого как GOR по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе, регулируют VRR для обеспечения избыточного нагнетания, например, регулируют VRR в диапазоне от 1 до 1.2, пока накопленное VRR не будет в желательном диапазоне от 0.93 до 1.11, а типично не будет иметь заданное значение около 1. Этот период избыточного нагнетания поддерживают до тех пор, пока WOR вновь не дойдет до нежелательного уровня, такого как WOR больше чем 1. Циклы снижения VRR ниже 0.95 в течение периода времени и затем повышения VRR, так чтобы получить заданное накопленное VRR, преимущественно повторяют один или несколько раз, в соответствии с требованиями рентабельной непрерывной эксплуатации коллектора.

Заводнения при плотностях 17-23° API:

- Предварительная добыча от 1.5 до 2.5% OIP до начала заводнения

- Заданный объем от 15 до 30% при нагнетании вводят при VRR<0.95

- Задают накопленное VRR от 0.93 до 1.11 для "внутренних" заводнений

Заводнения при плотностях <17° API:

- Предварительная добыча до 8% OIP не приводит к снижению EUR

- Заданный объем от 30 до 50% при нагнетании вводят при VRR<0.95

Несмотря на то, что описанные здесь способы не требуют содействия за счет использования внешних агентов, таких как загустители, эмульгаторы полимеров и т.п., как уже было указано здесь выше, все же можно полагать, что их использование позволяет активировать или иным образом поддерживать создание эмульсий в пласте и за счет этого упростить практическое внедрение изобретения, стабилизируя эмульсии, которые содержат нефть, газ и воду. Более того, нагнетание воды с относительно низкой соленостью по сравнению с водой, добытой из пласта, что в основном описано в патенте США 7,455,109, также позволяет усилить такие же или аналогичные эффекты.

Несмотря на то, что были подробно описаны специфические варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что это было сделано только для пояснения различных характеристик заявленных способов и систем и не имеет ограничительного характера. Подразумевается, что в изобретение специалистами в данной области могут быть внесены различные изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения. Также следует иметь в виду, что все приведенные патенты и публикации включены в данное описание в качестве ссылки.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность решения: способ содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции: (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. 3 н. и 45 з.п. ф-лы, 15 ил.

1. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и
(b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.

2. Способ по п.1, в котором операции (a) и (b) повторяют несколько раз.

3. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API и от 1 до 4% пластовой нефти - OIP добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.

4. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 23° API и от 1.5 до 3% пластовой нефти добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.

5. Способ по п.1, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API и до 8% пластовой нефти - OIP добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.

6. Способ по п.1, в котором в операции (a) воду нагнетают при VRR от больше чем 1 до 1.11.

7. Способ по п.1, в котором в операции (a) воду нагнетают при VRR от 0.95 до 1.

8. Способ по п.1, в котором в операции (a) воду нагнетают до тех пор, пока WOR не будет больше чем 1.

9. Способ по п.1, в котором в операции (b) воду нагнетают при VRR от 0.5 до 0.85.

10. Способ по п.1, в котором в операции (b) воду нагнетают при VRR от 0.6 до 0.8.

11. Способ по п.1, в котором в операции (b) воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 5 раз больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.

12. Способ по п.3, в котором совокупный объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30% в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.

13. Способ по п.4, в котором совокупный объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30% в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.

14. Способ по п.5, в котором объем воды, который нагнетают в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 30 до 50% в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.

15. Способ по п.1, в котором значение Kh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, причем К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси, mD; h представляет собой высоту продуктивного интервала в коллекторе в футах, ft; а µ представляет собой вязкость нефти в сантипуазах, cP, при режимах коллектора.

16. Способ по п.1, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.

17. Способ по п.1, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05.

18. Способ по п.1, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.

19. Способ по п.1, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.

20. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) добыча от 1 до 4% пластовой нефти - OIP из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;
(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и
(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.

21. Способ по п.20, в котором операции (b) и (c) повторяют несколько раз.

22. Способ по п.20, в котором добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 23° API и от 1.5 до 3% пластовой нефти добывают из коллектора до начала нагнетания воды в коллекторную породу.

23. Способ по п.20, в котором в операции (b) воду вводят при VRR в диапазоне от больше чем 1 до 1.11.

24. Способ по п.20, в котором в операции (b) воду вводят при VRR от 0.95 до 1.

25. Способ по п.20, в котором в операции (b) воду вводят, пока WOR не станет больше чем 1.

26. Способ по п.20, в котором в операции (c) воду вводят при VRR от 0.5 до 0.85.

27. Способ по п.20, в котором в операции (c) воду вводят при VRR от 0.6 до 0.8.

28. Способ по п.20, в котором в операции (c) воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 5 раз больше GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.

29. Способ по п.20, в котором совокупный объем воды, который вводят в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 15 до 30% в пересчете на полный совокупный объем воды, который вводят в коллектор.

30. Способ по п.20, в котором величина Kh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, причем К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси, mD; h является высотой продуктивного интервала коллектора в футах, ft; a µ представляет собой вязкость нефти в сантипуазах, cP, при режимах коллектора.

31. Способ по п.20, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.

32. Способ по п.20, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05.

33. Способ по п.20, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.

34. Способ по п.20, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.

35. Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API, и способ включает в себя следующие операции:
(a) добыча до 8% пластовой нефти - OIP из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;
(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и
(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,
причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25.

36. Способ по п.35, в котором операции (b) и (c) повторяют несколько раз.

37. Способ по п.35, в котором в операции (b) воду вводят при VRR в диапазоне от больше чем 1 до 1.11.

38. Способ по п.35, в котором в операции (b) воду вводят при VRR от 0.95 до 1.

39. Способ по п.35, в котором в операции (c) воду вводят, пока WOR не станет больше чем 1.

40. Способ по п.35, в котором в операции (c) воду вводят при VRR от 0.5 до 0.85.

41. Способ по п.35, в котором в операции (c) воду вводят при VRR от 0.6 до 0.8.

42. Способ по п.35, в котором в операции (c) воду вводят до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 5 раз больше GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины.

43. Способ по п.35, в котором совокупный объем воды, введенной в коллекторную породу, когда VRR меньше чем 0.95, лежит в диапазоне от 30 до 50% в пересчете на полный совокупный объем воды, введенной в коллектор.

44. Способ по п.35, в котором значение Kh/µ для коллектора лежит в диапазоне от 1.2 до 100 mD-ft/cP, где К представляет собой среднюю проницаемость коллекторной породы в миллидарси, mD; h является высотой продуктивного интервала коллектора в футах, ft; а µ является вязкостью нефти в сантипуазах, cP, при режимах коллектора.

45. Способ по п.35, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.93 до 1.11.

46. Способ по п.35, в котором во время избыточного нагнетания накопленное VRR регулируют в диапазоне от 0.95 до 1.05.

47. Способ по п.35, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.4.

48. Способ по п.35, в котором WOR составляет по меньшей мере 0.75.