Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа Российский патент 2017 года по МПК E21B43/18 

Описание патента на изобретение RU2630318C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке плотных нефтяных коллекторов с применением циклической закачки углекислого газа.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению, замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м3/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес. циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м3/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором, включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м3/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м3/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи (патент РФ №2304704, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.08.2007 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке плотных, слабопроницаемых и преимущественно гидрофобных коллекторов, т.к. не учитывается взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин. В указанных способах не предусмотрены мероприятия по оптимизации работы добывающих скважин, которые могли бы проводиться одновременно с регулировкой режимов закачки рабочего агента. В результате нефтеотдача остается низкой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа, включающем циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО2, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО2 в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО2, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО2 уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.

Сущность изобретения.

Под плотными здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллектора с проницаемостью, варьирующуюся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10-3 мкм2), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

Под давлением закачки понимают давление на забое нагнетательной скважины.

На нефтеотдачу плотных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления. Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Закачка воды затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлен график изменения давления закачки в нагнетательной скважине и забойных давлений в добывающих скважинах – циклов реализации предлагаемого способа.

Способ реализуют следующим образом.

Подбирают участок плотного нефтяного коллектора, в котором по данным исследований скважин, разброс проницаемости как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД. Участок представляет из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре и одной или несколькими реагирующими добывающими скважинами. Скважины могут быть как вертикальные, наклонно-направленные, так и с горизонтальным окончанием.

Через некоторое время после начала разработки, пластовое давление снижается до (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач – начальное пластовое давление. В нагнетательную скважину спускают трубы, устойчивые в плане коррозии к воздействию СО2 (например, стеклопластиковые трубы), причем межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером. Пакер предотвращает попадание СО2 в межтрубное пространство и, соответственно, позволяет избежать коррозию обсадной колонны.

Циклический режим закачки заключается в следующем. Через трубы начинают вести закачку СО2 с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. При этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом (Рнас) до текущего пластового давления (фиг.1). Таким образом, приток жидкости к добывающим скважинам прекращается, а расход закачиваемого газа в нагнетательную скважину – максимален.

Затем расход СО2 уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач. При этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления до Рнас. Таким образом, расход закачиваемого газа минимален, тогда как приток жидкости к добывающим скважинам – максимален.

Циклы увеличения – уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения – повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после чего закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами (фиг.1).

Согласно исследованиям, при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СО2 затруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО2. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО2 эффективно, с точки зрения экономики.

Начало закачки СО2 после снижения пластового давления до (0,5-0,8)·Рнач обусловлено тем, что при значении большем, чем 0,8·Рнач, согласно расчетам, разработка на естественном режиме экономически эффективнее закачки СО2. При значении меньшем чем 0,5·Рнач, согласно исследованиям, начинает проявляться геомеханический фактор – смыкание естественных трещин карбонатного коллектора, тогда как данные трещины необходимы для повышения охвата закачкой СО2. После смыкания трещин восстановить пластовое давление до первоначального, посредством закачки СО2, практически невозможно, что приводит к низкой нефтеотдаче.

Закачка СО2 в циклическом режиме с постепенным увеличением и уменьшением давления нагнетания, при этом одновременное синхронизированное регулирование режимов работы добывающих скважин посредствам, соответственно, повышения и снижения забойных давлений, позволяет повысить как коэффициент охвата пласта, так и коэффициент вытеснения нефти газом. При этом прорыв газа к забоям добывающих скважин минимален. Пластовое давление постепенно увеличивается с каждым циклом ввиду проникновения закачиваемого газа глубже в пласт.

Согласно исследованиям, при увеличении давления закачки до значения менее чем 0,7·Ргор, снижается коэффициент охвата и экономическая эффективность закачки СО2, а при более чем 0,9·Ргор возникает опасность газоразрыва пласта и, соответственно, прорыва газа к забоям добывающих скважин. Повышение забойного давления в добывающих скважинах со значения Рнас до значения текущего пластового давления позволяет осуществлять максимальную добычу, т.к. при меньшей амплитуде суммарный отбор нефти оказывается ниже, что уменьшает нефтеотдачу.

Аналогично, при уменьшении расхода СО2 до значения выше чем Рнач, амплитуда оказывается меньше, что снижает суммарный объем закачки газа. Снижение забойного давления в добывающих скважинах со значения текущего пластового давления до Рнас обеспечивает максимальную добычу нефти.

Циклы закачки СО2 в нагнетательную скважину и отбора жидкости из добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, т.к., согласно расчетам, при пластовом давлении менее 0,9·Рнач, дебиты скважин значительно снижаются, что приводит к уменьшению нефтеотдачи, а при пластовом давлении более 1,1·Рнач повышаются риски прорыва закачанного и не успевшего раствориться в нефти газа.

После прекращения циклов закачки СО2 добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами, т.к. согласно расчетам, при меньшем давлении возникает риск выделения растворенных в нефти газов и снижение эффективности предлагаемого способа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Пример конкретного выполнения способа.

Участок плотного карбонатного нефтяного коллектора представлен одной вертикальной нагнетательной и четырьмя вертикальными добывающими скважинами. По данным исследований скважин проницаемость коллектора как по площади, так и по разрезу составляет от 0,001 мД до 2 мД, нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20 м, пористость – 6%. Глубина залегания кровли коллектора – 1520 м, начальное пластовое давление составляет Рнач=16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом Рнас=4 МПа, давление насыщения нефти углекислым газом – 3 МПа. Вертикальное горное давление вышележащих пород Ргор=36 МПа. Расстояние между скважинами – 300 м.

Через два года после начала разработки пластовое давление снижается до Рпл1=0,5·Рнач=0,5·16=8 МПа. В нагнетательную скважину спускают стеклопластиковые трубы, межтрубное пространство у кровли продуктивного пласта герметизируют пакером.

Через стеклопластиковые трубы начинают вести закачку СО2 в течении 10 суток с постепенным повышением расхода от нуля до значения 200 м3/сут, при котором давление закачки составляет 0,9·Ргор=0,9·36=32,4 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление повышают со значения Рнас=4 МПа до текущего пластового давления Рпл1=8 МПа (фиг.1).

Затем в течение 10 суток расход СО2 уменьшают до значения 30 м3/сут, при котором давление закачки соответствует Рнач=16 МПа. При этом в течение данных 10 суток в добывающих скважинах забойное давление снижают со значения текущего пластового давления Рпл1=8 МПа до Рнас=4 МПа.

Циклы увеличения - уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют суммарно четыре раза – по 20 суток в каждом цикле. Текущее пластовое давление за это время восстанавливается следующим образом (фиг.1):

Рпл2=10 МПа – после второго цикла,

Рпл3=13 МПа – после третьего цикла,

Рпл4=0,9·Рнач=0,9·16=14,4 МПа – после четвертого цикла.

Далее закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении 4 МПа (фиг.1).

Через два года разработки пластовое давление участка вновь снижается до значения Рпл1=0,8·Рнач=0,8·16=12,8 МПа. Процесс циклической закачки углекислого газа и регулирование режимов работы добывающих скважин повторяют. Причем в первом полуцикле закачку СО2 ведут с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет 0,7·Ргор=0,7·36=25,2 МПа. После пяти циклов текущее пластовое давление восстанавливается до 1,1·Рнач=1,1·16=17,6 МПа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка коллектора.

В результате всего времени разработки было проведено пять периодов закачки углекислого газа с 4-6 циклами в каждом периоде. Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего было добыто 209,2 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,445 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 154,6 тыс.т нефти, КИН составил 0,329 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,116 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет применения в циклическом режиме совместно закачки углекислого газа и регулирования режимов работы добывающих скважин.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов.

Похожие патенты RU2630318C1

название год авторы номер документа
Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа 2016
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
  • Подавалов Владлен Борисович
RU2627336C1
Способ разработки нефтяного пласта (варианты) 2021
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Князева Наталья Алексеевна
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Лутфуллин Азат Абузарович
RU2776515C1
Способ разработки залежи углеводородов циклической закачкой газа 2020
  • Мухаметзянов Искандер Зинурович
  • Главнов Николай Григорьевич
  • Сергеев Евгений Иванович
  • Гимазов Азат Альбертович
  • Исхаков Руслан Фаимович
  • Плешанов Николай Николаевич
  • Нигматуллин Руслан Рамилевич
RU2750458C1
Способ разработки нефтематеринских отложений 2016
  • Маганов Наиль Ульфатович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Подавалов Владлен Борисович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
RU2612063C1
Способ разработки слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсным низкоминерализованным заводнением 2016
  • Маганов Наиль Ульфатович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
  • Базаревская Венера Гильмеахметовна
RU2612059C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 2001
  • Лейбин Э.Л.
  • Шарифуллин Ф.А.
RU2197604C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2014
  • Хисамов Раис Салихович
  • Гумаров Нафис Фаритович
  • Ганиев Булат Галиевич
  • Хусаинов Руслан Фаргатович
RU2551571C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2011
  • Бакиров Ильшат Мухаметович
  • Идиятуллина Зарина Салаватовна
  • Бакиров Айрат Ильшатович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Владимиров Игорь Вячеславович
RU2471971C1
Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов 2016
  • Маганов Наиль Ульфатович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Подавалов Владлен Борисович
  • Ахметгареев Вадим Валерьевич
RU2612062C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ПУТЕМ ГАЗО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ 2003
  • Лейбин Э.Л.
  • Шарифуллин Ф.А.
  • Заничковский Ф.М.
  • Максутов Р.А.
RU2236573C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 630 318 C1

Реферат патента 2017 года Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента углекислого газа и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, с расположенной в центре нагнетательной скважиной и с текущим пластовым давлением, равным (0,5-0,8)·Р(нач). Закачку СО2 ведут через коррозионно-устойчивые трубы с постепенным повышением расхода в нагнетательной скважине от нуля до значения, при котором давление закачки равно (0,7-0,9)·Р(гор). При этом одновременно повышают забойное давление в добывающих скважинах от давления насыщения нефти углеводородным газом до текущего пластового давления, при котором прекращается приток жидкости к скважинам. После этого расход газа уменьшают до значения, при котором давление закачки равно Р(нач). В добывающих скважинах в течение данного времени забойное давление снижают до Р(нас). Циклы закачки газа повторяют до момента восстановления текущего пластового давления до (0,9-1,1)·Р(нач). После завершения циклов останавливают закачку СО2, добычу ведут через добывающие скважины при забойном давлении выше Р(нас) нефти СО2 или углеводородным газом. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения циклической закачки углекислого газа и регулирования режима работы добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Формула изобретения RU 2 630 318 C1

Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа, включающий циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО2, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО2 в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО2, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО2 уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2017 года RU2630318C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2002
  • Дыбленко В.П.
  • Шарифуллин Р.Я.
  • Туфанов И.А.
  • Солоницин С.Н.
RU2231631C1
Способ разработки нефтяной залежи 1977
  • Валер Балинт
  • Эде Немет
  • Янош Терек
  • Ласло Кишш
  • Шандор Доллешалл
  • Дьердь Тисай
SU876065A3
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1995
  • Айдуганов В.М.
  • Рудаков А.М.
  • Старшов М.И.
RU2085714C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ КОЛЛЕКТОРОМ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Таипова Венера Асгатовна
  • Шакиров Артур Альбертович
  • Тазиев Миргазиян Закиевич
RU2304704C1
Способ защиты переносных электрических установок от опасностей, связанных с заземлением одной из фаз 1924
  • Подольский Л.П.
SU2014A1
ПОПОВ Е.Ю
и др., Экспериментально-вычислительный комплекс определения эффективности циклической закачки углекислого газа для низкопроницамых коллекторов, SPE-181918-RU,2016, www.onepetro.org
BING KONG и др., Simulation and Optimization of CO 2 Huff-and-Puff Processes in Tight Oil Reservoirs, SPE-179668-MS, 2016, www.onepetro.org
СУРГУЧЕВ М.Л., Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи, Москва-Недра, 1985, с
Крутильная машина для веревок и проч. 1922
  • Макаров А.М.
SU143A1

RU 2 630 318 C1

Авторы

Хисамов Раис Салихович

Ахметгареев Вадим Валерьевич

Подавалов Владлен Борисович

Даты

2017-09-07Публикация

2016-11-21Подача