СПОСОБ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ВЫРАБОТАННЫХ ЗОН ПЛАСТА Российский патент 2016 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину. В известном способе в качестве поверхностно-активного вещества используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseudomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества от 1:2,5 до 1:4 соответственно (патент РФ № 2060373, кл. Е21В43/22, опубл. 20.05.1996).

Известный способ не обеспечивает достаточной фильтрации закачиваемого агента в пласт, что приводит к низкой эффективности воздействия на обводненную часть пласта и соответственно невысоким значениям нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки обводненных нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества через нагнетательную скважину, последующее нагнетание вытесняющего агента. Согласно изобретению закачку полимера акрилового ряда в жидкости-носителе и биологически активного вещества осуществляют последовательно с дополнительной закачкой до и после закачки полимера акрилового ряда в жидкости-носителе нефти, причем в качестве жидкости-носителя используют углеводородную жидкость, а в качестве биологически активного вещества - водный раствор смеси мелассы и дрожжей, а перед закачкой вытесняющего агента проводят технологическую выдержку (патент РФ № 2261989, кл. Е21В43/22, опубл. 10.10.2005 - прототип).

Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия, несмотря на большие проникающие способности закачиваемой композиции, соответственно нефтеотдача остается низкой. Кроме того, способ имеет достаточно сложные технические и технологические процессы.

В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Задача решается тем, что в способе доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающем разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, согласно изобретению определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку нефти и продавку водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле

V=(1...100)·10^-4·π·L²·h·m, м³,

где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;

h - средняя толщина участка пласта, м;

m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;

π=3,14.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяных пластов с высокой степенью выработанности, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, существенное влияние оказывает наиболее полный доотмыв нефти из пор. Закачка составов, таких как полимеры, поверхностно-активные вещества и пр., в т.ч. на основе биологических компонентов, продавливаемых или переносимых в нефти, безусловно снижают остаточную нефтенасыщенность. Однако лабораторные исследования показывают, что сама нефть без добавления каких-либо составов способна также значительно снижать остаточную нефтенасыщенность после ее прокачки даже в небольших количествах через уже заводненные образцы породы. Поэтому в способе, представленном в качестве прототипа, получаемый эффект может быть оценен ошибочно, т.к. большая часть прироста нефтеотдачи происходит от действия нефти на уровне ионных обменов с поверхностью породы. Существующие технические решения не в полной мере позволяют достигать значительной нефтеотдачи за счет закачки различных композиций. В изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяной пласт разрабатывается добывающими и нагнетательными скважинами. Ввиду неоднородности коллектора, фронт вытеснения от нагнетательных скважин к добывающим движется неравномерно. Одни участки пласта вырабатываются быстрее других. Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. В качестве начальных извлекаемых запасов берут те, что числятся на государственном балансе. Для этого на основе адаптированной гидродинамической модели строят карту распределения остаточных геологических запасов нефти Q_ост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности W запасов. Пересчет значений W осуществляют для каждой ячейки модели по формуле

W=(Q_геол-Q_ост)·100/Q_извл, %, (1)

где Q_геол - начальные геологические запасы нефти ячейки, м³;

Q_извл - начальные извлекаемые запасы нефти ячейки, м³.

На выбранных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти с данного пласта. Объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле:

V=(1...100)·10^-4·π·L²·h·m, м³, (2)

где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;

h - средняя толщина участка пласта, м;

m - средняя пористость участка пласта, д.ед.

Оторочку нефти продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от минерализации пластовой воды. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды должно составлять от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к тем, в которые осуществляют закачку оторочки нефти.

Скорость закачки нефти и воды (расход) не является существенным моментом, однако не должна превышать максимальную приемистость и задается не более той, что осуществляется в соседние нагнетательные скважины.

Коэффициент 1...100 в формуле (2) выбран согласно исследованиям. Так, если коэффициент равен 1, то объем нефтяной оторочки слишком мал и не оказывает влияния на прирост нефтеотдачи. Однако большие объемы закачки нефти, т.е. с коэффициентом более 100, несмотря на прирост добычи нефти снижают экономическую эффективность способа, т.к. получаемой дополнительной нефти недостаточно для покрытия расходов на проведение операций. Аналогично выбраны значения соотношения объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды. При закачке воды в объеме менее 10 объемов нефти охват пласта оторочкой нефти незначителен, что не приводит к повышению нефтеотдачи. При больших объемах продавливаемой воды - более 100 объемов нефти, последующий необходимый отбор воды снижает экономическую эффективность способа. Из-за наличия неоднородности продавливаемая оторочка нефти не будет иметь строго плоско-радиальную или прямолинейно-параллельную форму, вода прорвется через высокопроницаемые участки и не позволит оторочке нефти уйти глубоко в пласт. Таким образом, закачиваемый объем воды не будет оказывать никакого эффекта.

Исследования также показали, что на расстояниях менее 500 м работающие скважины оказывают влияние на проведение операций по предлагаемому способу за счет интерференции, что снижает эффективность способа.

Низкая минерализация закачиваемой воды (менее 50% от пластовой) согласно лабораторным экспериментам оказывает существенное влияние на страгивание, миграцию и блокированию поровых каналов мелкодисперсными глинистыми частицами, при их присутствии в породе. В результате в промытых зонах снижается проницаемость, тогда как предлагаемый способ как раз и направлен на доизвлечение остаточных запасов в том числе и из таких зон. Также лабораторные исследования показали, что если отобрано из образца породы менее 80% извлекаемых запасов нефти, то применение способа практически не повышает нефтеотдачу ввиду того, что нефть еще способна согласно фазовым проницаемостям к фильтрации за счет депрессии.

После закачки оторочки нефти и продавки ее водой скважины (как те, на которых осуществляют способ, так и те, которые были остановлены во избежание влияния на процесс закачки) пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Нефтяной пласт, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, залегающий на глубине 1600 м, разрабатывается 50 добывающими и 25 нагнетательными вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами L=300 м. После 30 лет разработки строят геолого-гидродинамическую 3Д модель. На основе адаптированной по каждой скважине гидродинамической модели строят карту распределения остаточных запасов Q_ост, на основе которой пересчитывают и строят карту распределения выработанности запасов по формуле (1).

Определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. Под данный критерий попадает один участок, состоящий из трех добывающих и одной нагнетательной скважин. Участок представлен чисто нефтяной зоной, средняя толщина пласта составляет h=4 м, пористость m=0,2 д.ед. Общая минерализация пластовой воды - 250 г/л. Приемистость нагнетательной скважины - 50 м³/сут. Отобрано с данных скважин 126 тыс. т. нефти, выработанность составляет 81%, текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) - 0,369 д.ед. Выработанность определяют, зная, что по балансу запасов КИН в целом по пласту составляет 0,457 д.ед. (определялся при расчете системы разработки с заводнением, т.е. без применения способа по прототипу). Соответственно, если начальные геологические запасы нефти участка 341 тыс. т, то начальные извлекаемые запасы нефти участка - 156 тыс. т.

Одна из добывающих скважин на выбранном участке расположена в пониженной в структурном плане части. В данную скважину закачивают оторочку нефти с данного пласта в объеме

V=1·10^-4·π·L²·h·m=1·10^-4·3,14·300²·4·0,2=22,6 м³.

Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 200 г/л в объеме, равном 10 объемам оторочки нефти, т.е. 22,6·10=226 м³. Закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших соседних скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемой. Под данный критерий попадают все оставшиеся три скважины участка (две добывающие и одна нагнетательная). Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 50 м³/сут. После закачки нефти и воды данные скважины участка пускают в работу.

Аналогичные операции осуществляют на остальных участках пласта по достижении 80% выработанности.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

В результате разработки рассмотренного участка пласта, состоящего из четырех скважин, за время, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, было добыто 178 тыс.т нефти, КИН был достигнут больший, чем утверждённый - 0,523 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 164 тыс. т нефти, КИН составил 0,482 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,041 д.ед.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет другие характеристики. Выработанность двух участков составляет 80% и 93% соответственно. Приемистость нагнетательных скважин - 200 м³/сут. На одном участке закачивают оторочку нефти одновременно в две скважины, на втором - в три. Объемом закачки нефти в одну скважину первого участка составляет

V₁=100·10^-4·π·L²·h·m=100·10^-4·3,14·300²·4·0,2=2260 м³,

второго участка

V₂=50·10^-4·π·L²·h·m=100·10^-4·3,14·300²·4·0,2=1130 м³.

Оторочку нефти продавливают сточной водой, минерализация которой составляет 250 г/л в объеме, равном 100 объемам оторочки нефти. Закачку нефти и воды осуществляют с расходом 200 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. По способу определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. На данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой воды. После этого скважины пускают в добычу. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти с продавкой ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым. Расход подбирают такой же либо меньший расхода воды в ближайшие нагнетательные скважины. Объем закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по аналитическому выражению. 2 пр.

Способ доизвлечения нефти из выработанных зон пласта, включающий разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами, добычу продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, проведение на скважинах операций по закачке композиций для повышения нефтеизвлечения с последующим вытеснением рабочим агентом, отличающийся тем, что определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%, на данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти данного пласта, которую продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой, после чего скважины пускают в добычу, соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100, закачку оторочки нефти и продавку ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым, расход воды подбирают такой же либо менее, как расход воды в ближайшие нагнетательные скважины, объем V закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по формуле
V=(1...100)·10^-4·π·L²·h·m, м³,
где L - среднее расстояние между скважинами участка пласта, м;
h - средняя толщина участка пласта, м;
m - средняя пористость участка пласта, д.ед.;
π =3,14.