Способ разработки залежи нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки участков нефтяных месторождений с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллектора в кровельной части пласта.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2337235, МПК E21B 43/16, опубл. 27.10.2008 в бюл. №30), включающий разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта, отличающийся тем, что в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта, для чего перепады давлений для прослоев различной проницаемости и толщины продуктивного пласта устанавливают из соотношений:

ΔP₁:ΔP₂: ...ΔP_n-1:ΔP_n=K_n·h_n:K_n-1·h_n-1:...K₂·h₂:K₁·h₁,

где ΔP_{1, 2...n} - перепады давлений в прослоях продуктивного пласта в порядке увеличения параметра K_j h_j;

K_n ... _{2, 1} и h_n ... _{2, 1} - величины соответственно абсолютной проницаемости и толщины для прослоев продуктивного пласта.

Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине всей части пласта с различной проницаемостью и отбор извлекаемых запасов регулированием объема закачки воздействующей нагнетательной скважины в зависимости от проницаемости коллекторов пласта объекта разработки, что увеличивает затраты на добычу нефти бурением нагнетательных скважин, создает высокие риски получения заколонных циркуляций и снижение эффективности от регулирования объемов адресной закачки в различные по проницаемости коллектора объекта разработки.

Известен способ поисков месторождений углеводородов (патент RU №2513787, МПК E21B 43/16, опубл. 20.11.2004 в бюл. №11), включающий циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по формуле: Т=L2/2X, где Т - длительность нагнетания агента, сут; L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м; X - средняя пьезопроводность пласта, м²/с;

X=k/µCm, где k - средняя проницаемость пласта, мкм²; µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек; m - средняя пористость пласта, доли ед.; С - коэффициент упругости породы и жидкости, Па^-1, адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.

Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине всей части пласта с различной проницаемостью и отбор извлекаемых запасов регулированием проницаемости закачкой химреагентов и физико-химических воздействий на коллектора, что увеличивает затраты на добычу нефти, создает высокие риски получения заколонных циркуляций и снижение эффективности от адресных воздействий на коллектора объекта разработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки углеводородной залежи (патент RU № 2357075, МПК E21B 43/20, опубл. 27.05.2009 в бюл. №15), включающий разбуривание залежи по всему разрезу вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие, отличающийся тем, что залежь дополнительно разбуривают горизонтальной скважиной, вытянутой между добывающей и нагнетательной скважинами, которую размещают в низкопроницаемом прослое ближе к кровле, а разработку залежи осуществляют поэтапно, при этом на первом этапе в водонагнетательных скважинах вскрывают только нижнюю высокопроницаемую часть пласта, в которую производят закачки воды, а в добывающих - верхнюю низкопроницаемую, через которую производят отбор нефти, причем закачку-отбор производят до полного заводнения высокопроницаемой части сплошного водяного зеркала, после чего переходят ко второму этапу разработки, на котором пускают в эксплуатацию на нефть горизонтальные скважины и продолжают закачку воды в высокопроницаемую часть пласта, при этом добывающие скважины прекращают эксплуатировать на нефть и вскрывают их в нижней высокопроницаемой части, через которую начинают закачку воды.

Недостатком способа является низкая эффективность, которая обусловлена перфорацией в добывающей скважине части пласта с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, что уменьшает темпы отбора извлекаемых запасов в добывающей скважине. Также повышается риск быстрого обводнения добываемой продукции по причине конусообразования в призабойной зоне добывающей скважины и непредсказуемости продвижения фронта вытеснения на участке нагнетания и добычи, т.к. нагнетание происходит в более проницаемый пласт, а отбор из пласта с худшими коллекторскими свойствами.

Техническим результатом является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет проектирования равномерной сетки скважин, обеспеченными рентабельными извлекаемыми запасами, исключения процесса конусообразования в прикровельной части пласта, исключения прорыва закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта, разворота в пласте фильтрационных потоков.

Технический результат достигается способом разработки залежи нефти, включающим разбуривание залежи по всей площади вертикальными добывающими скважинами, выделение участков залежи с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами в кровельной части пласта, закачку воды и отбор нефти.

Новым является то, что в процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин, определяют фазовую проницаемость, и вертикальную, нефтенасыщенную мощность, выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной, прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раза, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной, нижележащей части пласта, при этом обладающая вертикальной, нефтенасыщеной мощностью не менее 6 м, далее перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной, нижележащей части пласта и запускают скважину в работу, после достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной, прикровельной части пласта, при этом точки входа и забоя бокового горизонтального ствола расположены на расстоянии, равном ¼ расстоянию между стволами вертикальной добывающей скважины и близлежащей вертикальной добывающей скважины с аналогичными выше указанным параметрам, далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции, создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины, далее осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола.

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин объекта разработки залежи нефти.

Определяют фазовую проницаемость, и вертикальную, нефтенасыщенную мощность пласта объекта разработки.

Выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной, прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раза, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной, нижележащей части пласта, при этом обладающая вертикальной, нефтенасыщеной мощностью не менее 6 м.

Учет фазовых проницаемостей между частями пласта исключает процесс конусообразования в прикровельной части пласта и отключению на первом этапе разработки из выработки запасов прикровельную часть пласта.

Учет вертикальная нефтенасыщенная мощность в вертикальной добывающей скважине позволяет исключить прорыв далее закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта и обеспечить рентабельными извлекаемыми запасами добывающую скважину.

Далее перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной, нижележащей части пласта и запускают скважину в работу.

После достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной, прикровельной части пласта.

При этом точки входа и забоя бокового горизонтального ствола расположены на расстоянии, равном 1/4 расстояния между стволами вертикальной добывающей скважины и близлежащей вертикальной добывающей скважины с аналогичными вышеуказанным параметрами.

Определение точки входа и точки забоя бокового горизонтального ствола позволяет спроектировать равномерную сетку для обеспечения бокового горизонтального ствола рентабельными извлекаемыми запасами.

Далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции.

Создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины.

Далее осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола. Перевод вертикальной добывающей скважины под закачку приводит к развороту в пласте фильтрационных потоков и дополнительному вытеснению нефти в боковой горизонтальный ствол скважины.

Увеличение охвата пласта воздействие и высокие темпы отбора, максимально возможная выработка запасов нефти обеспечиваются, в следствие последовательных действий: учет фильтрационно-емкостных свойств пласта при размещении добывающей скважины и бокового горизонтального ствол, выработки запасов из высокопроницаемой части пласта, далее для равномерного продвижения фронта вытеснения флюидов осуществляют нагнетание воды в выработанную высокопроницаемую часть пласта, а добычу производят из менее проницаемой части пласта.

Поэтапное вовлечение в эксплуатацию извлекаемых запасов нефти высокопроницаемого коллектора, а затем низкопроницаемого, бурением бокового горизонтального ствола, позволяет увеличить темпы отбора запасов, с формированием равномерного фронта вытеснения при одновременно-раздельной закачке воды в нижний высокопроницаемый и добычей нефти из бокового горизонтального ствола.

Пример практического применения.

В процессе бурения вертикальной добывающей скважины провели геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин.

Определили фазовую проницаемость пласта объекта разработки, которая составила 90 мД до 150 мД в прикровельной верхней части нефтенасыщенного пласта, от 500 мД до 700 мД в подстилающей нижней части нефтенасыщенного пласта и вертикальную, вертикальную нефтенасыщенную мощность в низкопроницаемой части пласта 7 м. Перфорировали нижнюю часть нефтенасыщенного пласта и ввели скважину в эксплуатацию дебитом нефти 80 т/сут.

Пробурили по проектной сетке 600*600 м близлежащую добывающую скважину. В процессе бурения вертикальной добывающей скважины провели геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин. Определили фазовую проницаемость пласта объекта разработки, которая составила 95 мД до 160 мД в прикровельной верхней части нефтенасыщенного пласта, от 495 мД до 850 мД в подстилающей нижней части нефтенасыщенного пласта и вертикальную, вертикальную нефтенасыщенную мощность в низкопроницаемой части пласта 6м. Перфорировали нижнюю часть нефтенасыщенного пласта и ввели скважину в эксплуатацию дебитом нефти 100 т/сут.

После достижения дебитов по нефти ниже рентабельных 5 т/сут в одной из добывающих скважин, скважину остановили выполнили бурение бокового горизонтального ствола длиной 300 м по прикровельной части низкопроницаемого пласта с точкой входа в пласт на расстоянии 150 м от вертикального ствола и точкой забоя на расстоянии 150 м от вертикального ствола близлежащей добывающей скважины.

Освоили боковой горизонтальный ствол и получили приток нефти дебитом 50 т/сут.

Создали сообщение нижнего вертикального перфорированного ствола и бокового горизонтального ствола, внедрили оборудование для одновременно-раздельной закачки в нижний перфорированный вертикальный пласт и добычи из верхнего бокового горизонтального ствола. Скважину запустили в эксплуатацию с приемистостью 200 м³/сут воды в нижний перфорированный пласт и добычей нефти дебитом 50 т/сут из верхнего бокового горизонтального ствола.

После достижения дебитов по нефти ниже рентабельных 5 т/сут в близлежащей добывающей скважине, скважину остановили выполнили бурение бокового горизонтального ствола длиной 300 м по прикровельной части низкопроницаемого пласта с точкой входа в пласт на расстоянии 150 м от вертикального ствола и точкой забоя на расстоянии 150 м от вертикального ствола следующей добывающей скважины.

Освоили боковой горизонтальный ствол и получили приток нефти дебитом 60 т/сут.

Создали сообщение нижнего вертикального перфорированного ствола и бокового горизонтального ствола, внедрили оборудование для одновременно-раздельной закачки в нижний перфорированный вертикальный пласт и добычи из верхнего бокового горизонтального ствола. Скважину запустили в эксплуатацию с приемистостью 150 м³/сут воды в нижний перфорированный пласт и добычей нефти дебитом 60 т/сут из верхнего бокового горизонтального ствола.

В первой добывающей скважине добыто нефти из высокопроницаемой нижней части пласта 130 тыс. т, из бокового горизонтального ствола 158 тыс. т. Во второй добыващей скважине добыто нефти из высокопроницаемой нижней части пласта 143 тыс.т, из бокового горизонтального ствола 137 тыс.т. Добывающие скважины, запущенные в эксплуатацию, с перфорацией всей вертикальной нефтенасыщенной мощности пласта, без бурения бокового горизонтального ствола за тот же период эксплуатации добыто 190 тыс. т нефти.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность нефтеизвлечения из недр путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, поддержание высоких темпов отбора извлекаемых запасов, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет проектирования равномерной сетки скважин, обеспеченными рентабельными извлекаемыми запасами, исключения процесса конусообразования в прикровельной части пласта, исключения прорыва закачиваемой воды из нефтенасыщенной, нижележащей части пласта в нефтенасыщенную, прикровельную часть пласта, разворота в пласте фильтрационных потоков.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Способ разработки залежи нефти включает разбуривание залежи по всей площади вертикальными добывающими скважинами, выделение участков залежи с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами в кровельной части пласта, закачку воды и отбор нефти. В процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин. Далее выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раз, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной нижележащей части пласта, при этом обладающей вертикальной нефтенасыщенной мощностью не менее 6 м. После чего перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной нижележащей части пласта и запускают скважину в работу. После достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной прикровельной части пласта. Далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции и создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины. После чего осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола. Обеспечивается повышение эффективности разработки залежи нефти.

Способ разработки залежи нефти, включающий разбуривание залежи по всей площади вертикальными добывающими скважинами, выделение участков залежи с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами в кровельной части пласта, закачку воды и отбор нефти, отличающийся тем, что в процессе бурения вертикальных добывающих скважин проводят геофизические исследования во вскрытом разрезе скважин, определяют фазовую проницаемость и вертикальную нефтенасыщенную мощность, выбирают вертикальную добывающую скважину с нефтенасыщенной прикровельной частью пласта, обладающей фазовой проницаемостью меньше в 3 и более раз, чем фазовая проницаемость у нефтенасыщенной нижележащей части пласта, при этом обладающей вертикальной нефтенасыщенной мощностью не менее 6 м, далее перфорируют вертикальную добывающую скважину в интервале нефтенасыщенной нижележащей части пласта и запускают скважину в работу, после достижения минимального рентабельного дебита вертикальную добывающую скважину останавливают и бурят в вертикальной добывающей скважине боковой горизонтальный ствол в нефтенасыщенной прикровельной части пласта, при этом точки входа и забоя бокового горизонтального ствола расположены на расстоянии, равном 1/4 расстояния между стволами вертикальной добывающей скважины и близлежащей вертикальной добывающей скважины с аналогичными вышеуказанным параметрами, далее осваивают боковой горизонтальный ствол для получения продукции, создают сообщение бокового горизонтального ствола с интервалом перфорации вертикальной добывающей скважины, далее осуществляют одновременно-раздельную закачку воды в интервал перфорации вертикальной добывающей скважины и добычу продукции из бокового горизонтального ствола.