Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа Российский патент 2020 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа.

Известен способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом, включающий использование фонтанного или механизированного способа добычи нефти и формирование системы вертикально-латерального заводнения. Для этого в расконсервируемые простаивающие скважины спускают заливочные трубы выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, полученный цементный стакан разбуривают на глубину не более половины интервала продуктивного пласта, считая от кровли. Дополнительно создают зумпф для спуска перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины продуктивного пласта, считая от кровли. Затем запускают скважины в добычу нефти фонтанным или механизированным способом. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, полученный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, создают зумпф для перфорационного оборудования и выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта. Затем запускают нагнетательные скважины под закачку воды. Для снижения вероятности потери герметичности цементного камня выше или ниже интервала перфорации создание перфорационных отверстий выполняют методом гидропескоструйной перфорации (патент РФ №2379492, кл. Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.01.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта (патент РФ №2531074, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.10.2014 - прототип).

Общим недостатком известных способов является то, что несмотря на создание вертикально-латерального вытеснения нефти, данный процесс не оптимизирован как с точки зрения подбора рабочих агентов, объемов их закачки, так и расположения скважин и режимов их работы, что приводит к быстрому прорыву рабочего агента и низким показателям нефтевытеснения, особенно для слабопроницаемых пластов. В результате нефтеотдача от применения указанных способов остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа, включающем расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.

Сущность изобретения.

Разработка слабопроницаемой нефтяной залежи характеризуется низкой эффективностью закачки воды для целей поддержания пластового давления и нефтевытеснения. В результате коэффициент охвата пластов и нефтеотдача остаются низкими. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из слабопроницаемых залежей посредствам закачки воды. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Выбирают залежь нефти со слабопроницаемым коллектором и общей нефтенасыщенной толщиной не менее 50 м. На залежи выделяют как минимум один элемент разработки (например, пятиточечный элемент), представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг. Скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м. В качестве скважин, помимо работающих, выбирают находящиеся в консервации скважины, которые расконсервируют в качестве добывающих и нагнетательных. Кроме того, при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины.

Согласно исследованиям, при общей нефтенасыщенной толщине пласта менее 50 м, предлагаемый способ значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения коэффициента охвата. Расположение стволов нагнетательной и добывающей скважин на расстоянии 300-1000 м друг от друга в пласте с толщиной не менее 50 м позволяет создать латеральное вытеснение нефти и избежать резкого прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Причем расстояние менее 300 м не обеспечивает должного латерального вытеснения, а при расстоянии более 1000 м – эффект практически не наблюдается ввиду низкой проницаемости коллектора.

После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа с использованием соответствующего оборудования. Для этого перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы. Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта. Отбор продукции из добывающих скважин, а, соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта. В качестве газа используют CO₂, N₂ или углеводородный газ, а в качестве воды – пластовую, сточную или пресную воду. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.

Количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи. В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.

Согласно исследованиям, при снижении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом, эффективность способа значительно снижается виду ухудшения характеристик нефти. Закачка газа более эффективно для слабопроницаемых преимущественно гидрофобных коллекторов по сравнению с закачкой воды, т.к. газ обладает для таких коллекторов лучшей отмывающей способностью. Кроме того, газ намного подвижнее воды, что позволяет ему проникать вглубь пласта, скапливаться в виде газовой шапки (при определенном геологическом строении) и восстанавливать пластовое давление. Из-за частичного растворения газа в нефти, снижается ее вязкость, что положительно сказывается на нефтеотдаче. Однако, закачка газа также имеет и недостатки. Ввиду высокой подвижности газ может достаточно быстро прорваться к забоям добывающих скважин. Поэтому для достижения максимальной эффективности необходимо одновременно закачивать воду. Закачка газа в кровельную часть пласта, воды – в подошвенную, а отбор продукции из средней части пласта, позволяет осуществлять вертикально-латеральное вытеснение нефти. Периодическая инверсия закачки рабочих агентов, т.е. газа – в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную, позволяет повысить как коэффициент охвата, так и коэффициент вытеснения. При перфорации в нагнетательных скважинах более 1/3 части пласта у кровли и/или более 1/3 части пласта у подошвы, повышается вероятность резкого прорыва рабочего агента к добывающей скважине. Аналогичная ситуация происходит при перфорации в добывающей скважине более 1/3 средней по толщине части продуктивного пласта.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Залежь нефти размерами 3000х3000 м, представленную чисто нефтяной зоной со средней проницаемостью коллектора 1 мД, глубиной залегания кровли пласта – 1600 м, вязкостью нефти в пластовых условиях 15 мПа·с, начальным пластовым давлением 16 МПа, давлением насыщения нефти газом – 8 МПа и общей нефтенасыщенной толщиной в купольной части залежи – 50 м, вскрыта одной наклонно-направленной скважиной, находящейся в консервации. Данную скважину расконсервируют.

Предварительно проводят лабораторные исследования по нефтевытеснению и гидродинамическое моделирование залежи. В ходе данных исследований определяют количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа, их объемы с достижением максимальной нефтеотдачи.

На залежи формируют пятиточечный элемент разработки, для чего к существующей скважине дополнительно бурят четыре вертикальные скважины. Пятиточечный элемент создают таким образом, чтобы в центре размещалась нагнетательная скважина, а вокруг – добывающие, причем расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 1000 м.

Отбирают продукцию пласта всеми пятью скважинами до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом 8 МПа. Затем в нагнетательной скважине перфорируют по толщине 1/3 часть ствола в продуктивном пласте у кровли (16,7 м при счете от кровли пласта) и 1/3 часть – у подошвы (16,7 м при счете от подошвы пласта). Закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную с помощью оборудования для одновременно-раздельной закачку воды и газа. В добывающей скважине перфорируют по толщине 1/3 ствола (16,6 м) в средней части пласта. В качестве газа используют попутный нефтяной газ с данной и ближайших окружающих залежей, а в качестве воды – попутно добываемую сточную воду. Общее соотношение закачиваемых воды и газа составляет: 30% - газ и 70% - вода. Таким образом, формируют вертикально-латеральное вытеснение нефти.

В процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Каждые полгода осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, размерами, имеется водо-нефтяной контакт (ВНК). Формируют элементы рядной системы заводнения: два ряда по пять добывающих скважин и один ряд из четырех нагнетательных скважин, расположенный между добывающими. Скважины бурят наклонно-направленные. Расстояние между стволами нагнетательных и добывающих скважин в продуктивной части пласта составляет 300 м. Перфорацию ствола в нижней 1/3 части продуктивного пласта в нагнетательной скважине считают от уровня ВНК. В качестве газа используют CO₂, а в качестве воды – пресную воду. Закачку рабочих агентов и отбор продукции ведут в циклическом режиме.

В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 846 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,192 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 674 тыс.т нефти, КИН составил 0,153 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,039 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемой нефтяной залежи повысить охват и равномерность выработки запасов за счет организации вертикально-латерального вытеснения нефти, применения одновременно-раздельной закачки воды и газа, а также оптимизации параметров закачки и режимов работы скважин.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемой нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи. Cпособ включает расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта. 2 пр.

Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа, включающий расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта.