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

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, и может быть использовано для уменьшения обводнённости продукции и выравнивания водонефтяного контакта.

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 предлагаемого способа является повышение нефтеизвлечения залежи за счет выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %, увеличение конечного объёма добываемой нефти – коэффициента нефтеизвлечения, ликвидации, таким образом, тупиковых зон и возможность только в будущем использования скважины при прохождении её фронтом вытеснения в качестве нагнетательной.

Указанные задачи достигаются способом разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающим проведение геофизических исследований, определение дебита скважины.

Новым является то, что на залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %. Выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами.

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

Определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами. Проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, например, биополимером SB-GEL.

Осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.

На фиг. показана схема осуществления способа на залежи.

Пример конкретного применения способа.

Разрабатывают нефтяную залежь (фиг.) со следующими характеристиками: пористость 13,0 %, средняя проницаемость 0,044 мкм², нефтенасыщенность 75,0 %, абсолютная отметка водонефтяного контакта 632 м, средняя нефтенасыщенная толщина 4,7 м, начальное пластовое давление 7,02 МПа, пластовая температура 20 °С, параметры пластовой нефти: плотность 869 кг/м³, вязкость 25,3 мПа*с, давление насыщения 3,1 МПа, газосодержание 18,0 м³/т, содержание серы 2,13 %.

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 65 до 85 %.

Уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. Определяют положение кровли воды и макротрещины по которой поступает вода геофизическими методами. Проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем.

Осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Участок работает 20 лет с сеткой скважин 150х300. Выравнивание водонефтяного контакта участка контролируют геофизическими методами и методами определения пластового давления. Операции проделывают во всех обводнённых скважинах в периферийной части 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.

Конкретно по одной скважине. Выделили скважину № 1 (1) с дебитом 8,4 т/сут и обводнённостью продукции 69,2 % (фиг.). Осуществили замеры добычи нефти, воды, и пластового давления, провели геофизические исследования (ГИС) по определению текущей отметки водонефтяного контакта (2). По результатам ГИС уточнили остаточную нефтенасыщенную толщину. Остаточная нефтенасыщенная толщина равна 1,4 метра. Рентабельный дебит на залежи, определённый экономической службой компании, составляет по нефти 1,6 т/сут. Постепенно уменьшают число качаний, уменьшают дебит до 3,75 т/сут.

За 5 лет эксплуатации скважины обводнённость продукции скважины упала с 69,2 % до 27,4 %, конус обводнения упал (3), водонефтяной контакт выровнялся за 1,2 года.

Всего за пять лет добыто 7,2 тыс. т нефти и 2,9 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 1,4 м, нефтенасыщенности 0,58, и параметров коллектора: пористость – 13 % составили 17,0 тыс. тонн. Текущее нефтеизвлечение за 5 лет эксплуатации по рассматриваемому участку скважины по предлагаемому способу составило 0,289 %, то есть на 14 % ниже, чем в нефтяной зоне.

Операции проделывают во всех обводнённых скважинах участка.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа помогает повысить нефтеизвлечение за счет выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %, увеличить конечный объём добываемой нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для уменьшения обводнённости продукции и выравнивания водонефтяного контакта. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения при выработки остаточных запасов нефти периферийной части массивной залежи с обводнением продукции от 65 до 85 %. Заявлен способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающий выделение на залежи участков со скважинами, обводнившимися до 65-85 %. При этом выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды и пластового давления. После чего определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами. Затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного. Затем определяют положение кровли воды и макротрещины, по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем. Далее осуществляют замеры обводнённости и при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Способ разработки обводненной нефтяной залежи массивного типа, включающий проведение геофизических исследований, определение дебита скважины, отличающийся тем, что на залежи массивного типа выделяют участки со скважинами, обводнившимися до 65-85 %, выбирают одну скважину, осуществляют в ней замеры дебита нефти и воды, пластового давления, после определяют положение кровли воды на обводнённых участках геофизическими методами, затем уменьшают число качаний в обводнённой скважине, контролируя текущий дебит, выводят её на режим с меньшим дебитом не менее рентабельного, затем определяют положение кровли воды и макротрещины, по которой поступает вода геофизическими методами, проводят перфорацию против места прохождения макротрещины и тампонируют его загустителем, осуществляют замеры обводнённости, при снижении обводненности определяют дополнительный отбор нефти и изменение текущего коэффициента нефтеизвлечения.