Способ интенсификации добычи нефти в скважине Российский патент 2023 года по МПК E21B43/14 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для интенсификации добычи нефти в скважине за счет предварительного анализа и использования при добыче нефти или газа из нескольких пластов в скважинах.

Известен способ добычи нефти или газа из многопластовой скважины (патент RU № 2377394, МПК E21B 43/00, E21B 47/00, опубл. 27.12.2009 Бюл. № 36), заключающийся в том, что в скважину спускают пластоиспытатель, измеряют пластовое давление каждого пласта и рассчитывают предварительную глубину установки добычного насоса, затем над каждым пластом устанавливают с помощью якорей геофизические приборы, осуществляют первый спуск добычного насоса на предварительную глубину или применяют технологии, имитирующие процесс добычи, далее приступают к процессу добычи или имитации процесса добычи и производят измерение технологических параметров в интервалах каждого пласта с записью информации в долговременную память геофизических приборов, при первом подъеме на устье скважины добычного насоса для проведения ремонтных работ или при прекращении имитации процесса добычи, когда произведены измерения, поднимают якоря с геофизическими приборами, по показаниям приборов выявляют величину забойного давления в интервале пласта с минимальным пластовым давлением и с использованием показаний пластоиспытателя рассчитывают уточненную глубину установки добычного насоса из условия не превышения забойного давления над минимальным пластовым давлением, затем вновь устанавливают над каждым пластом якоря с геофизическими приборами, а добычной насос спускают на уточненную глубину и продолжают процесс добычи, при каждом последующем подъеме добычного насоса и геофизических приборов корректируют расчет глубины установки добычного насоса.

Недостатками данного способа являются вторичное вскрытие всех пластов, первично вскрытых скважиной, что требует постоянного контроля за их состоянием, проведение периодически дорогостоящих операций по отключению и включению выборочно в работу с использованием спускоподъёмных операций и специального оборудования с якорями, отсекающими пакерами и контрольно-измерительными приборами.

Известен также способ построения геолого-гидродинамических моделей двойной среды залежей баженовской свиты (патент RU № 2601733, МПК G06T 17/05, G01V 9/00, опубл. 10.11.2016 Бюл. № 31) и пластов-аналогов, включающий изучение кернового материала с выделением литотипов пород и определением их основных свойств, построение детальной объемной геологической модели двойной среды на основе стохастического пиксельного метода распределения параметров, построение гидродинамической модели двойной среды (модель Каземи) с адаптацией параметров пласта на историю разработки залежи, многовариантные расчеты прогнозных показателей разработки залежи с выбором оптимального варианта и выдачей рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий, причем для построения геологической модели определяют статистическую вероятность распределения типов ячеек, которым присвоены характерные значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, сжимаемости и сообщаемости между матрицей и трещинами по разрезу каждой зоны продуктивности залежи, для чего осуществляют построение локальных литологических разрезов на основе интерпретации материалов геофизических исследований с выявлением закономерности между геофизическими параметрами и литологическим составом пород, для выделения зон локальной продуктивности дополнительно используют результаты гидродинамических методов исследований скважин, анализа комплексных данных сейсморазведочных работ.

Недостатком данного способа является то, что в основе расчетов лежит только статистическая вероятность с параметрами распределения, после которых только в выделенных зонах локальной продуктивности дополнительно используют результаты гидродинамических методов исследований скважин, анализа комплексных данных сейсморазведочных работ, что часто приводит к пропуску высоко продуктивных пластов залежи и снижению эффективности.

Наиболее близким по технической сущности является способ для ступенчатой операции интенсификации добычи из скважины (патент RU № 2561114, МПК Е21B 44/00, E21B 43/119, G06G 7/48, G06F 17/50, опубл. 20.08.2015 Бюл. № 23), проходящей через резервуар, расположенный в подземной формации, причем способ содержит:

создание из измеренных скважинных данных набора показателей качества из множества диаграмм;

использование методики моделирования для комбинирования набора показателей качества для образования сводного показателя качества;

использование методики моделирования для комбинирования сводного показателя качества с данными напряжения для образования объединенного показателя напряжения и сводного качества, причем объединенный показатель напряжения и сводного качества содержит набор блоков с границами между ними;

идентификацию классификаций для набора блоков;

определение участков согласно объединенному показателю напряжения и сводного качества на основе классификаций; и

перфорирование скважины в выбранных участках, исходя из классификаций.

Недостатками данного способа являются так называемая «зонтичная защита» без конкретных технических операций на каждой стадии, что делает способ не приемлемым на практике, а только для выработки модулей для программного моделирования, отсутствие практического анализа продуктивности пласта, а исследуют только объединенный показатель напряжения, сводного качества и идентификацию классификаций, включающий в себя одно из хорошего, плохого или их сочетаний, что очень грубо для анализа эффективности вскрытия того или иного пласта, первично вскрытого скважиной, что приводит к ошибкам в ожидаемом дебите от 30–50%.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание способа интенсификации добычи нефти в скважине, позволяющего увеличить эффективность вскрытия и освоения дополнительных пластов ранее построенной скважины за счет наложения на расчетный анализ практических данных по пластам, вскрываемым скважиной.

Техническим решением является способ интенсификации добычи нефти в скважине, который включает геофизические исследования пластов, располагаемых друг над другом в проекции ранее пробуренной скважины.

Новым является то, что производят моделирование процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной для дальнейшего освоения и получения эффективного – рентабельного прироста нефти с помощью критериев, в качестве которых используют остаточное количество нефти в соответствующих пластах, их соответствующую нефтенасыщенность, проницаемость, реакцию на внешнее воздействие давлением, пластовое давление и свойства продукции – химический и фракционный состав, после моделирования процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной производят дополнительные исследования по продуктивности, проницаемости и нефтенасыщенности выбранных пластов из скважин, которые вскрыли, как минимум, один из этих пластов, и находящихся на том же нефтяном участке, при этом наложением расчетных и практически полученных результатов производят корректировку данных и их последующее моделирование, после чего осуществляют углубление скважины с первичным вскрытием и/или вторичным вскрытием пластов, а исходя из анализа свойств продукции и пластового давления соответствующего пласта осуществляют либо однолифтовую либо одновременно-раздельную эксплуатацию пластов, причем однолифтовую эксплуатацию пластов осуществляют при совместимости продукций пласта и пластовых давлений, позволяющих осуществить подъем продукций пластов общим фильтром одним глубинно-насосным оборудованием, в противном случае – одновременно-раздельную эксплуатацию.

На фиг. 1 изображена блок-схема реализации способа (стрелки вниз – «да», стрелки влево или вправо – «нет», то есть прекращение реализации).

На фиг. 2 изображена выкопировка геофизических данных исследования характера нефтенасыщенности пластов (в т.ч. ИГН – импульсный генератор нейтронов).

На фиг. 3 изображена карта разработки.

На фиг. 4 изображена выкопировка (увеличенный участок) из карты разработки.

На фиг. 5 изображена выкопировка геофизических данных исследования качества цементного кольца за эксплуатационной колонной (АКЦ – акустический цементомер).

На поздней стадии разработки месторождений (для примера рассмотрим месторождения Республики Татарстан – РТ, осваиваемые публичным акционерным обществом «Татнефть» имени В.Д. Шашина – ПАО «Татнефть») остро встает вопрос рентабельной эксплуатации месторождений (снижении затрат и увеличении добычи продукции из них). На ранних стадиях разработки после исследований пластов месторождений выбирался наиболее продуктивный пласт, которой вторично (перфорация после цементирования обсадных колонн – не показаны) вскрывался добывающими 3 (фиг. 3 и 4) и при необходимости нагнетательными 4 скважинами. А продуктивные (нефтеносные) пласты, расположенные в плане скважины 3 и/или 4 выше и ниже выбранного пласта вторичному вскрытию не подвергались. Причем собирались керны для исследования всех вскрытых первично (бурением) пластов и проводились геофизические исследования (для определения остаточного количества нефти, нефтенасыщенности, проницаемости, реакцию на внешнее воздействие давлением, пластовое давление и свойства (химический и фракционный состав) продукции) всех соответствующих пластов с составлением карт и описание свойств пластов месторождения, которые в последствии хранятся в специальном фонде ПАО «Татнефть». По мере выработки запасов выбранного пласта бурились на том же месторождении дополнительные скважины 3 (фиг. 3 и 4) и/или 4 вскрывающие вторично этот же пласт (для уплотнения сетки скважин 3 и 4 и освоения невыработанных запасов) или другие пласты (для освоения их запасов). При этом каждая скважина 3 и/или 4 работала только для эксплуатации соответствующего пласта. По мере выработки запасов пластов бурение новых скважин для уплотнения сетки скважин для каждого пласта становится менее рентабельным (затраты не всегда окупаются добываемой продукцией), поэтому необходимо углублять бурением существующие скважины 3 и/или 4 со вскрытием нижележащих от вскрытого ранее пласта продуктивных пластов или проводить вторичное вскрытие вышележащих продуктивных платов для однолифтовой или одновременно-раздельной эксплуатации вскрытых пластов. Однако простое вскрытие нескольких пластов одной скважиной 3 и/или 4 из-за низкой нефтеотдачи может привести только к излишним затратам, не давая эффективного результата (дополнительная добыча нефти не покрывает затраты на освоения новых пластов). А также отсутствие актуальной информации о геолого-промысловом состоянии пластов и скважин увеличивает риск низкой эффективности ГТМ (обводнение продукции, отсутствие притока, аварийность оборудования и др.). Поэтому предлагается проведение ряда последовательных операций, сведенных для наглядности в блок-схему (фиг. 1), для выбора этих пластов и повышения эффективности (интенсификации) добычи нефти из пластов добывающими скважинами 3 (фиг. 3 и 4).

Берутся из фонда ПАО «Татнефть» карты, данные пластов месторождения, определенные геофизическими исследованиями и анализом кернов, анализируют (возможно проведение анализа с использованием автоматизированных программно-диагностических систем (АПДС) – ROXAR, SMG или т.п.), строят карты границ пластов и выбирают пласты с высоким содержанием остаточной нефти (для ПАО «Татнефть» не менее 2500 т).

Известно, что пласты (может быть лучше: запасы) со временем дрейфуют (изменяют свое положение относительно поверхности Земли), поэтому проводятся дополнительные геофизические исследования с поверхности земли (наземные исследования – гравитационные измерения, волновое воздействие, аэрофотосъемка и/или т.п.) и/или из ранее пробуренных скважин (подземные исследования – импульсно-нейтронный каротаж, углеродно-кислородный каротаж и/или т.п.). Проводят перерасчет по оценке запасов (влияет на возможность вскрытия, для ПАО «Татнефть» не менее 2500 т) и границ расположения пластов (фиг. 3) в плане соответствующей скважины – отмечены разным цветом и разной штриховкой. После чего для каждой из скважин проводят корректировку ранее полученных данных, то есть проводят ГИС на характер остаточного насыщения с определением в плане соответствующей скважины нефтеносных 1 и водоносных 2 пластов (фиг. 2) и строят структурные карты (фиг. 3) (фиг. 4). Водоносные пласты 2 (фиг. 2) определяют для последующего использования при необходимости внутрискважинной перекачки из водоносного пласта 2 в как минимум один нефтеносный пласт 1 для поддержания пластового давления (ППД) в нем. После анализа соответствующих кернов и геофизических исследований определяют приемистость каждого пласта 1 (в проекции нагнетательных скважин 4 – фиг. 3 и 4) и его продуктивность (в проекции добывающих скважин 3), исходя из этих параметров определяют (допускается использование АПДС) предполагаемый объем добычи из каждого пласта 1 (фиг. 2) – автор на это не претендует. Также анализирует наличие системы ППД (наличие нагнетательных скважин) для соответствующего продуктивного пласта, пригодного для дальнейшей эксплуатации. При отсутствии системы ППД дополнительно оценивают с рентабельной точки зрения планы по строительству подобной системы, и параллельно – свойства пласта (упругий режим – высокое пластовое давление в сочетании с большой толщиной пласта, например, для ПАО «Татнефть» - давление не менее 14 МПа, а толщина – не менее 20 м), обеспечивающие добычу продукции пласта без системы ППД. При положительном решении поддержания пластового давления, позволяющего поддерживать эффективную добычу продукции (нефти) соответствующего пласта переходят к практической реализации интенсификации добычи.

После чего проводят анализ состояния скважины (геофизическими исследованиями – магниторезонансный, ультразвуковой и/или т.п.) для определения состояния обсадной колонны (толщина стенок), качества цементного камня (отвердевшего цемента за обсадной колонной скважины) и его адгезии соответственно к наружной стенке обсадной колонны и внутренней стенке (к породе) скважины. Результаты для визуализации обозначают условными заливками на каротажных диаграммах (фиг. 5). Исходя из полученных данных расположения продуктивных пластов 1 (фиг. 2) и состояния скважины (фиг. 5) осуществляют конструирование скважины, то есть перечень всех необходимых работ и материалов для углубления и/или вторичного вскрытия пластов соответствующей скважины 3 (фиг. 3 и 4) до проектной глубины, спуск обсадных труб, их цементирование, вторичное вскрытие необходимых пластов 1 (фиг. 2). Оценивают затраты на это и сверяют с возможным приростом нефти для оценки эффективности подобных работ (в ПАО «Татнефть» дополнительная прибыль от добычи нефти должна быть выше, как минимум, на 10% (для учета непредвиденных расходов) затрат).

При достаточной эффективности производят строительство скважины 3 (фиг. 3 и 4), включающих бурение до необходимой глубины, пуск обсадной колонны с последующим ее цементированием согласно работ, определённых конструированием. Осуществляют вторичное вскрытие (кумулятивными, гидромеханическими, пескоструйными и/или т.п. перфораторами) выбранных нефтеносных (продуктивных) пластов 1 (фиг. 2). После каждого вскрытия проводят анализ продукции пласта (количество нефти в продукции, пластовое давление, химический состав продукции). По количеству притока нефти и пластовому давлению принимают решение о дальнейшей эксплуатации пласта: если затраты окупаются, то продолжают эксплуатацию, если затраты не окупаются, то – изолируют на постоянной (см. патент RU №№ 2468186, 2653216, 2726662 или т.п.) или временной (см. патент RU №№ 215117, 2299970, 2257462 или т.п.) основе – автор на это не претендует.

По анализу свойств продукции (для ПАО «Татнефть» сернистую (более 0,5% сернистых соединений) и/или высоковязкую нефть (вязкость более 100 МПа•с при 20єС) не рекомендуется добывать соответственно с не сернистой (менее 0,25% сернистых соединений) и/или не вязкой нефтью (вязкость менее 81 МПа•с при 20єС) и пластового давления (для ПАО «Татнефть» давление другого пласта не должно превышать на уровне выбранного пласта соответствующее пластовое давление более чем на 15% для исключения перетоков между пластами, то есть менее 15% совместимы) соответствующего пласта принимают решение по однолифтовой или одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Однолифтовую эксплуатацию (когда один фильтр сообщен со всеми вскрытыми пластами скважины) пластов осуществляют при совместимости продукций пласта и пластовых давлений, позволяющих осуществить подъем продукций пластов общим фильтром одним глубинно-насосным оборудованием (патенты RU №№ 2161698, 2339796, 2339797, 2334866 и т.п.), в противном случае – одновременно-раздельную эксплуатацию (патенты RU №№ 2339795, 2410531, 2574655 и т.п.). На конструкцию оборудования для однолифтовой или одновременно-раздельной эксплуатации пластов автор не претендует.

Результаты применения способа на объектах (скважинах) ПАО «Татнефть» в сравнении с наиболее близким аналогом (где все предварительные работы проведены только расчетным путем) сведены в таблицу.

Таблица

№ п/п № скв. Прирост ср/суточного дебита (аналог), т/сут. Прирост ср/суточного дебита факт, т/сут. Отклонение, т/сут Дополнительная добыча (аналог), т Дополнительная добыча, факт, т Отклонение, т 1 29227 2,43 4,58 2,15 560,59 981,66 421,07 2 29242 2,66 2,89 0,23 606,82 643,52 36,7 3 11363 1,34 3,21 1,87 372,08 986,15 614,07 4 6736 2,52 4,91 2,39 715,52 1203,72 488,2 5 2260 2,36 5,41 3,05 550,9 1171,79 620,89 6 294П 1,73 3 1,27 488,48 656,55 168,07 7 937Р 2,2 20,82 18,62 665,96 4517,93 3851,97 8 11713 2,47 3,02 0,55 508,83 737,71 228,88 9 11932К 1,71 8,55 6,84 343,18 1403,26 1060,08 10 13440 1,9 4,92 3,02 395,17 1093,02 697,85 11 7653 1,97 3,66 1,69 429,2 626,01 196,81 12 7657 1,22 2,8 1,58 267,24 708,31 441,07 13 10830 1,91 2,53 0,62 549,4 661,88 112,48 14 20557 2,91 3,66 0,75 828,59 838,79 10,2 15 26823 2,47 3,67 1,2 457,91 837,83 379,92 16 5833 0,88 5,45 4,57 266,4 1714,61 1448,21

Как видно из таблицы, что прирост дополнительной добычи нефти по предлагаемому по отношению к плановым (расчетным - аналог) показателям варьируется от 8% до 89%, отбросив по три максимальных и минимальных значений – по ≈19% (для снижения вероятностных попаданий), получаем прирост от 17% до 64%.

Предлагаемый способ интенсификации добычи нефти в скважине позволяет увеличить эффективность на 17–64% вскрытия и освоения выше- и нижележащих пластов ранее построенной скважины за счет наложения на расчетный анализ практических данных по пластам, вскрываемым скважиной при дальнейшем строительстве.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для интенсификации добычи нефти в скважине за счет предварительного анализа и использования при добыче нефти или газа из нескольких пластов в скважинах. Способ интенсификации добычи нефти в скважине включает геофизические исследования пластов, располагаемых друг над другом в проекции ранее пробуренной скважины, и моделирование процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной для дальнейшего освоения и получения эффективного – рентабельного прироста нефти с помощью критериев. В качестве критериев используют остаточное количество нефти в соответствующих пластах, их соответствующую нефтенасыщенность, проницаемость, реакцию на внешнее воздействие давлением, пластовое давление и свойства продукции – химический и фракционный состав. После моделирования процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной производят дополнительные исследования по продуктивности, проницаемости и нефтенасыщенности выбранных пластов из скважин, которые вскрыли, как минимум один из этих пластов, и находящихся на том же нефтяном участке. При этом наложением расчетных и практически полученных результатов производят корректировку данных и их последующее моделирование, после чего осуществляют углубление скважины с первичным вскрытием и/или вторичным вскрытием пластов. Исходя из анализа свойств продукции и пластового давления соответствующего пласта осуществляют либо однолифтовую, либо одновременно-раздельную эксплуатацию пластов. Однолифтовую эксплуатацию пластов осуществляют при совместимости продукций пласта и пластовых давлений, позволяющих осуществить подъем продукций пластов общим фильтром одним глубинно-насосным оборудованием, в противном случае – одновременно-раздельную эксплуатацию. Обеспечивается повышение эффективности вскрытия и освоения дополнительных пластов ранее построенной скважины. 5 ил., 1 табл.

Способ интенсификации добычи нефти в скважине, включающий геофизические исследования пластов, располагаемых друг над другом в проекции ранее пробуренной скважины, отличающийся тем, что производят моделирование процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной для дальнейшего освоения и получения эффективного – рентабельного прироста нефти с помощью критериев, в качестве которых используют остаточное количество нефти в соответствующих пластах, их соответствующую нефтенасыщенность, проницаемость, реакцию на внешнее воздействие давлением, пластовое давление и свойства продукции – химический и фракционный состав, после моделирования процесса определения необходимости первичного и/или вторичного вскрытия пластов скважиной производят дополнительные исследования по продуктивности, проницаемости и нефтенасыщенности выбранных пластов из скважин, которые вскрыли, как минимум один из этих пластов, и находящихся на том же нефтяном участке, при этом наложением расчетных и практически полученных результатов производят корректировку данных и их последующее моделирование, после чего осуществляют углубление скважины с первичным вскрытием и/или вторичным вскрытием пластов, а исходя из анализа свойств продукции и пластового давления соответствующего пласта осуществляют либо однолифтовую, либо одновременно-раздельную эксплуатацию пластов, причем однолифтовую эксплуатацию пластов осуществляют при совместимости продукций пласта и пластовых давлений, позволяющих осуществить подъем продукций пластов общим фильтром одним глубинно-насосным оборудованием, в противном случае – одновременно-раздельную эксплуатацию.