Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами и способствует повышению эффективности добычи нефти из продуктивных отложений с трудноизвлекаемыми запасами.

Известен способ повышения производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами (Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1989.- 215 с.).

Способ позволяет повысить коэффициент наполнения, подачу насоса и обеспечить максимальный дебит скважины для данной производительности скважины, однако не обеспечивает существенное увеличение продуктивности самой скважины из-за наличия прямой связи между производительностью насоса и продуктивностью скважины. Для повышения продуктивности скважины необходимо использовать дополнительные методы обработки пласта (обработку призабойной зоны) и способы освоения.

Известен способ повышения производительности скважин, оборудованных штанговыми насосами (патент RU №2153063, МПК E21B 43/00, 43/25, опубл. 20.07.2000 г. в бюл. №20), включающий изменение параметров работы насосной установки, отличающийся тем, что после оценки величины снижения продуктивности призабойной зоны пласта по сравнению с отдаленной зоной и определения степени кольматации призабойной зоны в скважину опускают насос номинальной производительности больше требуемой для данной продуктивности скважины, производят освоение и исследование на режимах, обеспечивающих максимальную производительность насоса, создают депрессию на пласт и выносят из призабойной зоны кольматант, затем уменьшают параметры работы наносной установки до получения минимального значения подачи, прослеживают динамику восстановления динамического уровня, после чего производят корректировку параметров работы насосной установки до оптимальных для максимальной продуктивности скважины.

Способ применяется в скважинах с ухудшенными показателями продуктивности призабойной зоны в процессе эксплуатации для восстановления дебита, но не учитывает физико-химические свойства нефтей и гидродинамические характеристики пласта на возможность увеличения дебита выше потенциального для низкопроницаемых коллекторов со скин-фактором меньше нуля.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обеспечения максимально эффективной нормы отбора нефти из добывающей скважины (патент RU № 2379479, МПК E21B 43/00, опубл. 20.01.2010 г. в бюл. №2), включающий нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной дебиту по критерию ограничения отбора, когда дебит обеспечивается продуктивной характеристикой пласта при рациональном использовании пластовой энергии в течение длительной безаварийной работы скважины, отличающийся тем, что текущий суточный объем добычи нефти корректируют с учетом средней скорости изменения коэффициента продуктивности за период с начала эксплуатации скважины и ускорения изменения коэффициента продуктивности за период с начала текущего года или иной отчетный период и определяют по следующей зависимости:

,

где Qтек - текущее значение дебита, м³/сут;

Qmax - максимальное значение дебита, м³/сут;

ΔPопт - оптимальное значение депрессии на пласт, МПа;

Кпр max - начальный коэффициент продуктивности, м³/(сут·МПа);

Т - полное время эксплуатации скважины, сут;

Ωср - средняя скорость изменения коэффициента продуктивности за время Т, м³/((сут)²·МПа):

,

где Кпр тек - текущее значение коэффициента продуктивности, м³/(сут·МПа);

α - ускорение изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины м³/((сут)³·МПа)):

,

где Δω - приращение скорости изменения коэффициента продуктивности за определенный последний период эксплуатации скважины, м³/((сут)²·МПа);

t - определенный последний период эксплуатации скважины период, например, с начала текущего года или иной отчетный период, сут.

Способ применяется для регулирования норм отбора с учетом изменения коэффициента продуктивности по времени, но не учитывает физико-химические свойства нефтей и гидродинамические характеристики пласта на возможность увеличения дебита для низкопроницаемых коллекторов со скин-фактором меньше нуля.

Техническим результатом является повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов, поддержание высоких темпов отбора запасов нефти низкопроницаемых коллекторов за счет снижения риска выделения большого количества растворенного газа из нефти в стволе скважины, определения оптимальной скважины для воздействия на низкопроницаемый пласт путем учета скин-фактора, точности определение оптимального дебита скважины путем учета максимально возможной депрессии на низкопроницаемый пласт.

Технический результат достигается способом разработки низкопроницаемого коллектора, включающим нефтедобычу с нормой отбора жидкости из добывающей скважины.

Новым является то, что предварительно на добывающих скважинах отбирают глубинные пробы, определяют пластовое давление Рпл, давление насыщения нефти растворенным газом, содержание растворенного газа и количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления, далее строят линейный график зависимости количества выделившегося газа от давления дегазации, определяют точку значения давления излома Ризл с резким ростом выделения растворенного газа, выполняют гидродинамические исследования в добывающих скважинах, определяют динамический уровень жидкости и забойное давление, останавливают добывающую скважину с забойным давлением равным или ниже давления насыщения нефти растворенным газом, снимают в режиме реального времени показатели восстановления уровня жидкости в стволе добывающей скважины, строят кривую восстановления уровня жидкости, определяют скин-фактор и коэффициент продуктивности скважины kпр, выбирают скважины со скин-фактором меньше нуля, далее определяют дебит скважины по формуле:

Q=kпр*(Рпл-Ризл), м³/сут,

где kпр- коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут*МПа),

Рпл-пластовое давление, МПа,

Ризл-давление излома, МПа,

далее вводят добывающую скважину в эксплуатацию и осуществляют нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной определенному дебиту Q.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно на добывающих скважинах отбирают глубинные пробы.

Определяют пластовое давление Рпл, давление насыщения нефти растворенным газом, содержание растворенного газа и количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления.

Далее строят линейный график зависимости количества выделившегося газа от давления дегазации.

По линейному графику определяют точку давления излома Ризл с резким ростом выделения растворенного газа. Определение точки давления излома Ризл выявляет максимально возможную депрессию на низкопроницаемый пласт.

Выполняют гидродинамические исследования в добывающих скважинах.

Определяют динамический уровень жидкости и забойное давление.

Останавливают добывающую скважину с забойным давлением равным или ниже давления насыщения нефти растворенным газом. Таким образом определяют скважину, работающую в оптимальном режиме депрессии на пласт.

Снимают в режиме реального времени показатели восстановления уровня жидкости в стволе добывающей скважины.

Строят кривую восстановления уровня жидкости.

Определяют скин-фактор и коэффициент продуктивности скважины kпр. Определение скин-фактора позволяет охарактеризовать фильтрационные характеристики призабойной зоны и зоны дренирования скважины для выявления скважин с улучшенной проводимостью призабойной зоны низкопроницаемого коллектора.

Выбирают добывающую скважину со скин-фактор меньше нуля.

Далее определяют дебит добывающей скважины по формуле:

Q=kпр*(Рпл-Ризл), м³/сут,

где kпр- коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут*МПа),

Рпл-пластовое давление, МПа,

Ризл-давление излома, МПа.

Учет при определении дебита давления излома Ризл снижает риск выделения большого количества растворенного газа из нефти в стволе скважины, что повышает эффективность разработки низкопроницаемого пласта и эксплуатации глубинно-насосного оборудования.

Далее вводят добывающую скважину в эксплуатацию и осуществляют нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной определенному дебиту Q.

Трудноизвлекаемые запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах в основном разрабатываются на естественных режимах, без поддержания пластового давления и ограниченных технологий интенсификации притока. Способ позволяет определить максимально возможную депрессию для увеличения дебита жидкости их низкопроницаемого коллектора и исключить отрицательное влияние выделившегося растворенного газа на призабойную зону и глубинно-насосное оборудование в добывающей скважине при разработке нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом.

Пример практического применения.

Предварительно на добывающих скважинах отбирали глубинные пробы.

Определили пластовое давление 11 МПа, давление насыщения нефти растворенным газом 3,5 МПа, содержание растворенного газа 17 м³/т и количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления приведены в таблице.

Таблица 1. Количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления

Ступень разгазирования Давление дегазации, МПа Выделившийся газ, м³/т 1 ступень 3,0 0,41 2 ступень 2,5 1,24 3 ступень 2 2,34 4 ступень 1,5 3,71 5 ступень 1 6,47 6 ступень 0,5 17

Далее построили линейный график зависимости количества выделившегося газа от давления дегазации.

По линейному графику определили точку давления излома Ризл равным 1 МПа с резким ростом выделения растворенного газа

Выполнили гидродинамические исследования в добывающих скважинах.

Определили динамический уровень жидкости 900 м и забойное давление 3 МПа.

Остановили добывающую скважину с забойным давлением 3 МПа и дебитом жидкости 4,5 м³/сут.

Сняли в режиме реального времени показатели восстановления уровня жидкости в стволе добывающей скважины.

Построили кривую восстановления уровня жидкости.

Определили скин-фактор - 0,1 и коэффициент продуктивности скважины kпр = 0,6 м³/(сут*МПа),.

Выбрали добывающую скважину со скин-фактор меньше нуля.

Далее определили дебит добывающей скважины Q=0,6*(11-1) = 6 м³/сут,

Далее ввели добывающую скважину в эксплуатацию и осуществили нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной определенному дебиту Q=6 м³/сут.

Прирост дебита составил 1,5 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов, поддержание высоких темпов отбора запасов нефти низкопроницаемых коллекторов за счет снижения риска выделения большого количества растворенного газа из нефти в стволе скважины, определения оптимальной скважины для воздействия на низкопроницаемый пласт путем учета скин-фактора, точности определение оптимального дебита скважины путем учета максимально возможной депрессии на низкопроницаемый пласт.

Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи включает нефтедобычу с нормой отбора жидкости из добывающей скважины. Предварительно на добывающих скважинах отбирают глубинные пробы, определяют пластовое давление, давление насыщения нефти растворенным газом, содержание растворенного газа и количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления. Далее строят линейный график зависимости количества выделившегося газа от давления дегазации, определяют точку значения давления излома с резким ростом выделения растворенного газа. После чего выполняют гидродинамические исследования в добывающих скважинах, определяют динамический уровень жидкости и забойное давление. Останавливают добывающую скважину с забойным давлением, равным или ниже давления насыщения нефти растворенным газом, снимают в режиме реального времени показатели восстановления уровня жидкости в стволе добывающей скважины, строят кривую восстановления уровня жидкости, определяют скин-фактор и коэффициент продуктивности. Выбирают добывающую скважину со скин-фактором меньше нуля, определяют дебит скважины и вводят ее в эксплуатацию, осуществляют нефтедобычу с нормой отбора жидкости. Обеспечивается повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов и поддержание высоких темпов отбора запасов нефти. 1 табл.

Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи, включающий нефтедобычу с нормой отбора жидкости из добывающей скважины, отличающийся тем, что предварительно на добывающих скважинах отбирают глубинные пробы, определяют пластовое давление Рпл, давление насыщения нефти растворенным газом, содержание растворенного газа и количество выделившегося газа при дифференциальном разгазировании на каждой ступени давления, далее строят линейный график зависимости количества выделившегося газа от давления дегазации, определяют точку значения давления излома Ризл с резким ростом выделения растворенного газа, выполняют гидродинамические исследования в добывающих скважинах, определяют динамический уровень жидкости и забойное давление, останавливают добывающую скважину с забойным давлением, равным или ниже давления насыщения нефти растворенным газом, снимают в режиме реального времени показатели восстановления уровня жидкости в стволе добывающей скважины, строят кривую восстановления уровня жидкости, определяют скин-факторы и коэффициенты продуктивности добывающих скважин kпр, выбирают скважину со скин-фактором меньше нуля, далее определяют дебит скважины по формуле:

Q=kпр*(Рпл-Ризл), м³/сут,

где kпр - коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут*МПа),

Рпл - пластовое давление, МПа,

Ризл - давление излома, МПа,

далее вводят добывающую скважину в эксплуатацию и осуществляют нефтедобычу с нормой отбора жидкости из скважины, равной определенному дебиту Q.