Способ разработки обводненной нефтяной залежи пластового типа Российский патент 2023 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводнённых участков нефтяной залежи и может быть использовано для выравнивания водонефтяного контакта, более полной выработки запасов нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи (Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - № 1. - С.44-67), включающий определение источника обводнения путем анализа динамик дебита нефти, водонефтяного фактора (ВНФ) и производной ВНФ по времени на скважинах, добывающих избыточное количество воды. Кроме того, для выявления таких источников обводнения, как конусообразование и разломы, проходящие через нефтеносный и водоносный пласты, применяется анализ динамики ВНФ при уменьшении дебита жидкости. По выявленным проблемным скважинам источник обводнения уточняется с помощью геофизических исследований и в соответствии с выявленным источником обводнения разрабатываются технологические решения по ограничению водопритока: такие как спуск в скважину механических и надувных пробок, накладных муфт, изоляционные работы с применением цементного раствора повышенной пластичности, селективной закачки гелей на полимерной основе, зарезка боковых стволов и форсированный отбор жидкости из нефтяного и водоносного интервала.

Недостатками данного способа являются необходимость спуска дополнительного скважинного оборудования и работ по изоляции вод, неполная выработка запасов нефти.

Техническими задачами изобретения является создание способа разработки обводнённых участков нефтяной залежи, который позволяет без спуска дополнительного скважинного оборудования и работ по изоляции вод наиболее полно выработать запасы нефти, повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Технические задачи решаются способом разработки обводнённых участков нефтяной залежи, включающим проведение геофизических исследований, определение дебита скважины.

Новым является то, что на залежи пластового типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 60-86 %, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя её текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем геофизическими методами проводят определение положение водонефтяного контакта и при снижении его отметки рассчитывают скорость его снижения, после чего продолжают разработку, производя довыработку удельных запасов скважины и запасов участка, операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи пластового типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 60-86 %. Выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления. После определяют положение водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами.

Затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя её текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного.

Затем геофизическими методами проводят определение положение водонефтяного контакта и при снижении его отметки рассчитывают скорость его снижения, затем продолжают разработку, производя довыработку удельных запасов скважины и запасов участка, операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.

Дополнительная добыча позволяет повысить текущий коэффициент нефтеизвлеченния по скважине и по рассматриваемому участку.

Пример конкретного применения.

Разрабатывают нефтяную залежь (фиг.) Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 22,3 %, средняя проницаемость 0,646 мкм², нефтенасыщенность 71,8 %, абсолютная отметка водонефтяного контакта 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4 м, начальное пластовое давление 16 МПа, пластовая температура 29 ^oС, параметры пластовой нефти: плотность 867 кг/м³, вязкость 29 мПа*с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 15,2 м³/т, содержание серы 3,7 %.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды и пластового давления. Осуществляют определение положения водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами в зоне расположения скважин с обводнением продукции от 60 до 86 %.

Уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя её текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. После снижения уровней отбора определяют подъём водонефтяного контакта в абсолютных значениях от текущего и положение его относительно водонефтяного контакта в безводных скважинах. При снижении уровней отбора конус обводнения (фиг.) падает и скорость падения зависит от типа нефте-водовмещающего коллектора, в поровом коллекторе оно происходит быстрее.

Участок работает 10 лет с сеткой скважин 400х400. Выравнивание водонефтяного контакта участка контролируют геофизическими методами и методами определения пластового давления. Операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка. Жидкость со скважины поступает в сепараторы и далее идёт в системы подготовки нефти и воды. Оптимальные отборы по скважинам рассчитывают индивидуально по каждой в соответствии с полученными результатами исследований, не позволяя возникнуть быстрому обводнению.

Строят карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют остаточные запасы нефти, дополнительно проводят моделирование дальнейшего процесса разработки обводнённого участка залежи, в том числе с нефтенасыщенной толщиной менее рентабельной, которая определена в последнем проекте разработки залежи, что позволяет довыработать остаточные запасы и увеличить коэффициент нефтеизвлечения, сэкономить материальные затраты, которые неизбежно были бы потрачены на смену оборудования при переводе скважины под нагнетание.

Пример осуществления способа на одной скважине.

Выделяют 1 скважину № 649 с дебитом 29,3 т/сут и обводнённостью продукции 71,2 % (фиг.). Осуществили замеры добычи нефти, воды, и пластового давления, провели геофизические исследования по определению текущей отметки водонефтяного контакта 2. По результатам водонефтяного контакта уточнили остаточную нефтенасыщенную толщину. Остаточная нефтенасыщенная толщина равна 1,8 м. Рентабельный дебит на залежи, определённый экономической службой компании, составляет по нефти 1,4 т/сут. Постепенно уменьшают число качаний, уменьшают дебит до 8,5 т/сут. За 5 лет эксплуатации скважины обводнённость продукции скважины упала с 71,2 % до 31 %, конус обводнения упал 3, уровень водонефтяного контакта выровнялся за первый год. Всего за пять лет добыто 8,7 тыс. т нефти и 3,6 тыс. т воды. При известном способе добыча с этого участка не производилась бы вовсе, на участке проходила бы граница фронта вытеснения и остаточные запасы были бы потеряны, недовыработаны. Остаточные запасы нефти, рассчитанные по результатам определения остаточной нефтенасыщенной толщины 1,8 м, нефтенасыщенности 0,567, и параметров коллектора: пористость – 23 % составили 28,091 тыс. тонн. Текущее нефтеизвлечение за 5 лет эксплуатации по рассматриваемому участку скважины по предлагаемому способу составило 0,309 %, то есть на 10 % ниже, чем в нефтяной зоне.

Операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.

Способ разработки обводнённых участков нефтяной залежи позволяет без спуска дополнительного скважинного оборудования и работ по изоляции вод наиболее полно выработать запасы нефти, повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводнённых участков нефтяной залежи, и может быть использовано для выравнивания водонефтяного контакта, более полной выработки запасов нефти. Техническим результатом является повышение коэффициента нефтеизвлечения. Предложен способ разработки обводнённых участков нефтяной залежи, в котором на залежи пластового типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 60-86%. Выбирают одну скважину и осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды и пластового давления. После определяют положение водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами. Затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя её текущий дебит, и выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. После чего геофизическими методами проводят определение положения водонефтяного контакта и при снижении его отметки рассчитывают скорость его снижения. Затем продолжают разработку, производя довыработку удельных запасов скважины и запасов участка. Указанные операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка. 1 ил.

Способ разработки обводнённых участков нефтяной залежи, включающий проведение геофизических исследований, определение дебита скважины, отличающийся тем, что на залежи пластового типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 60-86%, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение водонефтяного контакта на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя её текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем геофизическими методами проводят определение положения водонефтяного контакта и при снижении его отметки рассчитывают скорость его снижения, после чего продолжают разработку, производя довыработку удельных запасов скважины и запасов участка, операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.