Способ добычи нефти Российский патент 2024 года по МПК E21B43/00 E21B47/06 

Изобретение относится к способу добычи нефти с внутриконтурной закачкой вытесняющего агента, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Известно, что в условиях повышения доли трудноизвлекаемых запасов нефти для поддержания и увеличения объёмов её добычи в настоящее время активно используются различные технологии, например, газовые методы увеличения нефтеотдачи. При реализации упомянутых методов в качестве вытесняющего агента применяют, например, газы (углеводородные, попутный, углекислый) или газожидкостные смеси. Исследователями установлено, что более эффективно нефть вытесняется агентом в режиме смешивающегося вытеснения, при котором происходит полная взаимная растворимость нагнетаемого в пласт вытесняющего агента и остаточной нефти в пористой среде, что, в конечном итоге позволяет эффективно проводить вытеснение нефти, в том числе, из низкопроницаемых коллекторов. Так, известен способ добычи нефти (Патент РФ № 2465444, опубликован 27.10.2012), включающий обеспечение возможности взаимодействия первого состава, содержащего растворитель-сероуглерод или его производные, со вторым составом, содержащим сероводород и/или диоксид углерода, для получения третьего состава, содержащего жидкий сероуглерод и диоксид углерода, и закачку третьего состава в подземный пласт для обеспечения смешивающегося вытеснения нефти в этом пласте, и извлечение жидкости и/или газа из пласта.

Также известен способ разработки залежи углеводородного сырья (Патент РФ №2490437, опубликован 20.08.2013), заключающийся в том, что после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового давления производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (Патент РФ № 2651851, опубликован 24.04.2018), включающий разбуривание нефтяной части в водонефтяной зоне с использованием вертикальных скважин, перфорацию в скважинах нефтенасыщенной части пласта, закачку воды для поддержания пластового давления и вытеснения нефти до обводненности 80%, причем способ включает перфорацию в скважинах вначале только нефтенасыщенной части пласта, последующую перфорацию переходной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, попеременную закачку углекислого газа и воды в нефтяную часть и переходную зону с выполнением условия смешивающегося вытеснения.

Кроме того, известен способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения (Патент РФ № 2722893, опубликован 04.06.2020), принятый за прототип, заключающийся в том, что инертный газовый агент закачивают в нагнетательную скважину низкопроницаемого нефтеносного пласта, после чего производят подъем нефти через добывающую скважину из низкопроницаемого пласта, причем нагнетательная и добывающая скважины в непроницаемом керогенсодержащем пласте расположены на расстоянии друг от друга, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси.

Общими признаками известного способа (прототип) и способа по настоящему изобретению являются проведение закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину и последующая добыча нефти из добывающей скважины.

Общим недостатком, описанных выше технических решений, в том числе прототипа, является низкая эффективность (относительно потенциальной) использования вытесняющего агента при реализации способов добычи нефти, поскольку ни в одном известном способе не решена задача распределения ограниченного объема вытесняющего агента между нагнетательными скважинами, обладающими различной эффективностью, определяемой по значению удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти. Кроме того, из-за возможного снижения забойного давления, возникающего вследствие меньшего расхода вытесняющего агента относительно потенциала приемистости нагнетательных скважин, в полной мере могут не достигаться условия смесимости нефтяной и газовой фазы, в результате чего также может снижаться эффективность (относительно потенциальной) применения способов добычи нефти в режиме смешивающегося вытеснения. Также стоит отметить, что зачастую при реализации способов добычи нефти, основанных на газовых методах увеличения нефтеотдачи, потенциал совокупной приемистости нагнетательного фонда всегда больше, чем доступный ресурс вытесняющегося агента на месторождении, что, в свою очередь, не позволяет закачивать вытесняющий агент так, чтобы на всех нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления были достаточными для максимизации добычи нефти.

Техническая проблема, на решение которой направлено изобретение, заключается в низкой эффективности использования вытесняющего агента в способах добычи нефти при реализации газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности использования вытесняющего агента, выраженной в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного вытесняющего агента.

Технический результат достигается предложенным способом добычи нефти, при котором:

- получают параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин;

- определяют минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью;

- определяют приемистость по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение;

- определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин;

- выделяют из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти;

- закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на по меньшей мере одной нагнетательной скважине забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления;

- осуществляют добычу нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины.

В заявленном способе в качестве результатов промыслово-геофизических исследований скважин могут получать профили температуры и/или давления по стволам нагнетательных скважин.

В заявленном способе в качестве результатов гидродинамических исследований скважин могут получать параметры проницаемости и/или скин-фактора и/или размер трещин.

В заявленном способе в качестве вытесняющего агента могут использовать газ.

В заявленном способе в качестве вытесняющего агента могут использовать газожидкостную смесь.

В заявленном способе минимальное давление смесимости газового вытесняющего агента с нефтью могут определять посредством эксперимента в тонкой трубке.

В заявленном способе забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине могут определять посредством симулятора моделирования многофазного потока.

В заявленном способе значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин могут определять посредством многовариантных гидродинамических расчетов, в процессе которых профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяют по всем нагнетательным скважинам пласта или используют параметры проницаемости, нефтенасыщенности, плотности запасов и пластового давления.

В заявленном способе могут выделять из всех нагнетательных скважин по меньшей мере две нагнетательных скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти в случае, если загрузка одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти не позволяет обеспечить на остальных нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления, соответствующие или превышающее ранее определенные забойное и устьевое давления.

Достижение технического результата обеспечивается в первую очередь за счет выделения из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти и закачивания объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах забойное давление и устьевое давление соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления.

Предложенная совокупность признаков заявляемого способа направлена на добычу нефти с высокой эффективностью использования вытесняющего агента.

Согласно заявленному способу при его реализации получают параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин. В качестве параметров скважин в рамках настоящего изобретения следует понимать данные о количестве скважин, их назначении (нагнетающие, добывающие) и конструкции (например, диаметр насосно-компрессорной трубы, диаметр эксплуатационной колонны, глубина посадки пакера, глубина интервала перфорации). В качестве результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин получают профили температуры и/или давления по стволам нагнетательных скважин. В качестве данных гидродинамических исследований (ГДИ) нагнетательных скважин в рамках настоящего изобретения могут получать параметры проницаемости и/или скин-фактора и/или размер трещин. Полученные параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин необходимы для последующего определения приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважинах, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине.

Согласно заявленному способу при его реализации для пластового давления определяют минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью, на основе которого определяют минимальное забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине. В рамках настоящего изобретения в качестве вытесняющего агента могут применять газ, например, любой смешивающийся газ, такой как попутный нефтяной газ, углекислый газ, метан, азот и другие, а также смесь газов. В рамках настоящего изобретения в качестве вытесняющего агента также могут применять газожидкостную смесь. В рамках настоящего изобретения для определения давления смесимости вытесняющего агента с нефтью могут применять эксперимент в тонкой трубке (Slim tube test), широко известный специалисту в данной области техники. Также могут быть использованы и иные методы известные из уровня техники, например, метод висячий капли (Pendant Drop Method), метод всплывающего пузырька (Rising Bubble Apparatus), метод исследования межфазного натяжения (Vanishing Interfacial Tension) и другие.

Согласно заявленному способу при его реализации определяют приемистость по меньшей мере двух нагнетательных скважин. Кроме того, с учетом полученной величины минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью для пластового давления определяют забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение. Для определения приемистости, забойного и устьевого давлений могут быть использованы симуляторы моделирования многофазного потока, например, PIPESIM, GAP, Schlumberger OLGA и другие. Кроме того, определение приемистости может быть осуществлено расчетными методами, а забойное и устьевое давления могут быть рассчитаны с использованием, например, формулы Дарси-Вейсбаха.

Согласно заявленному способу при его реализации определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин. В рамках настоящего изобретения для этой цели могут применять, широко известную специалисту в данной области техники, методику многовариантных гидродинамических расчетов, при реализации которой профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяют по всем нагнетательным скважинам. На основе данной методики может быть построена карта эффективности закачки единицы объема вытесняющего агента на единицу объема дополнительной добычи нефти, наиболее точно отражающую информацию об эффективности (наименьшее значение удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти) нагнетательных скважин и неэффективности (наибольшее значение удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти) нагнетательных скважин.

После определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для всех нагнетательных скважин выделяют по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, так называемую «буферную» нагнетательную скважину. В одном из вариантов осуществления изобретения из всех нагнетательных скважин могут быть выбраны две и более нагнетательных скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти в случае, если загрузка одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти не позволяет обеспечить на всех остальных нагнетательных скважинах забойное давление и устьевое давление, соответствующее или превышающее ранее определенному забойному давлению и устьевому давлению.

Согласно заявленному способу при его реализации закачивают объем вытесняющего агента в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине («буферной» нагнетательной скважине) с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления. При реализации описанного этапа по меньшей мере одна нагнетательная скважина может работать со штуцированием, то есть при меньшем забойном и устьевом давлениях, чем упомянутые забойное и устьевое давления (определенные ранее) и, соответственно, меньше, чем на остальных нагнетательных скважинах. Для осуществления процесса регулирования устьевого и забойного давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферной» нагнетательной скважине) могут применять штуцеры различного диаметра, а также различные виды управляемой запорной арматуры и другие аналогичные устройства, позволяющие поддерживать необходимый уровень устьевого и забойного давлений на всех нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти (эффективных нагнетательных скважинах) за счет повышения сопротивления потока вытесняющего агента на упомянутой нагнетательной скважине. За счет чего и обеспечивается повышение и удержание устьевого и забойного давлений на нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти (эффективных нагнетательных скважинах), что приводит к повышению эффективности использования вытесняющего агента, выраженной в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного вытесняющего агента.

Заключительным этапом способа является добыча нефти из по меньшей мере из одной добывающей скважины.

Изобретение может быть выполнено из известных материалов с помощью известных средств, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».

Изобретение характеризуется ранее неизвестной из уровня техники совокупностью существенных признаков, что свидетельствует о его соответствии критерию патентоспособности «новизна».

Из уровня техники известны способы добычи нефти, при выполнении которых используют различные методы увеличения нефтеотдачи. Однако из уровня техники не известен способ добычи нефти, при выполнении которого газовый метод увеличения нефтеотдачи реализуют с выделением по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, которую при реализации способа добычи нефти используют для поддержания забойного и устьевого давлений на максимальных уровнях (забойное и устьевое давления, соответствующее или превышающее ранее определенные забойное и устьевое давления) на всех нагнетательных скважинах с наименьшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти. Что в свою очередь позволяет повысить эффективность использования вытесняющего агента при его закачке в пласт, выраженном в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного в пласт вытесняющего агента. Существенные признаки изобретения ровно также, как и эффект от их применения неизвестны из уровня техники, ввиду этого изобретение соответствует критерию патентоспособности «изобретательский уровень».

Изобретение поясняется следующими фигурами.

На Фиг. 1 показана схема способа добычи нефти, где 100 - этап получения параметров скважин, а также данных результатов ПГИ и/или ГДИ скважин, 200 - этап определения минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью, 300 - этап определения приемистости, забойного и устьевого давлений, 400 - этап определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, 500 - этап выделения нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, 600 - этап закачки объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины, 700 - этап добычи нефти из добывающей скважины.

На Фиг. 2 показаны результаты промыслово-геофизических исследований нагнетательной скважины, отражающие зависимость температуры по стволу нагнетательной скважины от глубины ствола нагнетательной скважины.

На Фиг. 3 показаны результаты эксперимента в тонкой трубке (Slim tube test), отражающие минимальное давление смесимости закачиваемого вытесняющего агента с нефтью, где 3.1 - первая точка перелома 3.2 - вторая точка перелома.

На Фиг. 4 показана таблица, содержащая значения прогнозных и фактических приемистостей нагнетательных скважин для построения гидродинамической модели.

На Фиг. 5 показаны результаты, отражающие зависимость устьевого и забойного давлений нагнетательной скважины от глубины скважины.

На Фиг. 6 показана карта эффективности закачки, графически отображающая значения удельного расхода вытесняющего агента (м³) на единицу объема добытой нефти (т) для нагнетательных скважин, где 800-813 - нагнетательные скважины, 813 - нагнетательная скважина с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина).

Для иллюстрации возможности реализации и более полного понимания сути изобретения ниже представлен частный пример реализации способа добычи нефти на месторождении Западной Сибири, который может быть любым образом изменен или дополнен, при этом настоящее изобретение ни в коем случае не ограничивается представленным вариантом.

Способ добычи нефти (Фиг.1) реализуется рядом следующих основных этапов: этап 100 получения параметров скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин, этап 200 определения минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью, этап 300 определения приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение, этап 400 определения значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, этап 500 выделения по меньшей мере одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, этап 600 закачки объема вытесняющего агента в нагнетательные скважины, этап 700 добычи нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины.

На этапе 100 получили параметры скважин на месторождении, а именно были получены данные о количестве скважин, их назначении (нагнетающие, добывающие) и конструкции, а таже данные о результатах промыслово-геологических и гидродинамических исследований скважин. Для заданного участка на месторождении Западной Сибири были получены следующие параметры: количество нагнетательных скважин - 14; количество добывающих скважин - 17. Конструкция нагнетательных скважин характеризовалась следующими параметрами: глубина - 2670 метров; длина - 2990 метров, внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы - 76 мм, длина насосно-компрессорной трубы - 2915 метров, шероховатость насосно-компрессорной трубы - 0,1 мм, диаметр эксплуатационной колонны - 178 мм, глубина установки пакера по стволу - 2801 м. Результаты промыслово-геологических исследований скважин представлены на Фиг.2 и отражают профили температуры по стволам нагнетательных скважин, которые были использованы для валидации гидродинамической модели при определении приемистости по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойного и устьевого давлений на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение. Также были получены данные гидродинамических исследований скважин: проницаемость - 3,1 мД, интегральный скин-фактор - 5,4, полудлина трещины - 51 м, необходимые, в том числе, для последующего определения приемистости по меньшей мере одной нагнетательной скважины.

На этапе 200 была получена зависимость минимального давления смесимости вытесняющего агента с нефтью от состава вытесняющего агента посредством которой было определено минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью для пластового давления 240 бар. Минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью определяли посредством эксперимента в тонкой трубке по известной методике. Трубку длиной 10 метров, диаметром 6 мм заполняли однородной фракцией в виде рекомбинированной устьевой пробы нефти месторождения проницаемостью несколько Дарси, после чего прокачивали объем вытесняющегося агента (газ, содержащий 73% метана и азота) равный 1,2 поровым объемам трубки в 5 точках при разных давлениях. Первая точка перелома 3.1 на графике (Фиг.3) в зоне высоких коэффициентов вытеснения отражает минимальное давление смесимости равное 275 бар. Также, в конкретном примере реализации минимальное давление смесимости определили для более жирного газа (69% метана и азота), который был приготовлен на месторождении. При заданном составе газа минимальное давление смесимости составило 240 бар (вторая точка перелома 3.2), что в конкретном примере равно пластовому давлению. Специалисту известно, что давление смесимости вытесняющего агента с нефтью должно быть равно либо менее пластовому давлению.

На этапе 300 определили приемистость 14 нагнетательных скважин посредством гидродинамического моделирования и опытно-промышленных испытаний с закачкой азота, так, суммарный потенциал приемистости составил 689 тыс. м³/сутки: 378 тыс. м³/сутки для куста n и 311 тыс. м³/сутки для куста m (Фиг.4). В соответствии с Фиг.4 потенциал куста n по приемистости должен был составить от 241 до 484 тыс. м³/сутки, а фактическое значение составило 378 тыс. м³/сутки, что подтверждает высокую точность определения. Также на этапе 300 было определено забойное и устьевое давления на 14 нагнетательных скважинах с учетом поддержания процесса смесимости вытесняющего агента с нефтью. Установлено, что исходя из приемистости нагнетательного фонда, и необходимости замещения отборов пластового флюида вытесняющим агентом для поддержания пластового давления на уровне 240 бар, равного минимальному давлению смесимости вытесняющего агента с нефтью, необходимо обеспечить коэффициент компенсации больше единицы. В конкретном примере реализации доступный ресурс вытесняющего агента составлял 600 тыс. м³/сутки. В симулятор PIPESIM были введены определенные ранее параметры, после чего был осуществлен расчет на уровне закачки вытесняющего агента с условием отборов не более эквивалента от общей закачки для поддержания пластового давления 240 бар. В результате определены забойное давление, равное 325 бар и устьевое давление, равное 248 бар.

На этапе 400 определили значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин, а на этапе 500 выделили из всех нагнетательных скважин одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина). При реализации упомянутых этапов применяли методику многовариантных гидродинамических расчетов, в процессе которой профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяли по всем нагнетательным скважинам. Так как определенный ранее суммарный потенциал приемистости (689 тыс. м³/сутки) в конкретном примере реализации был больше доступного ресурса вытесняющего агента (600 тыс. м³/сутки), то каждая нагнетательная скважина как минимум один раз в проведенных расчетах выделялась как скважина с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти («буферная» нагнетательная скважина). Далее эффективность дополнительной добычи по метрике объем закачки вытесняющего агента/объем дополнительной добычи нефти усредняли по всем расчетам, на основании чего была построена карта эффективности закачки (Фиг.6) в единицах 1000 м³ газа на 1 тонну дополнительной добычи нефти. На этой карте отмечены все нагнетательные скважины 800-813 участка месторождения. При этом скважина 813 выбрана как скважина с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти, то есть как низкоэффективная нагнетательная скважина («буферная» нагнетательная скважина) со значением 16 тыс. м³/т. После чего на выделенную нагнетательную скважину (813) был установлен штуцер для уменьшения забойного и устьевого давлений потока закачиваемого в нее вытесняющего агента для соответствия условиям последующей закачки которую проводят таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах 800-812 забойное давление и устьевое давление соответствовали или превышали ранее определенные забойное давление и устьевое давление (325 и 248 бар, соответственно), а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине (813) с наибольшим значением удельного расхода газового вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное давление (275 бар) и устьевое давление (210 бар) было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления.

На этапе 600 осуществляли закачку газового вытесняющего агента в нагнетательные скважины 800-813, причем закачку проводили таким образом, что на нагнетательных скважинах 800-812 забойное давление (325-330 бар) и устьевое давление (248-250 бар) соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления 325 и 248 бар, соответственно, а на одной нагнетательной скважине (813) забойное и устьевое давления (275 и 210 бар) было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления 325 и 248 бар.

На этапе 700 осуществляли добычу нефти из добывающих скважин.

Описанным примером реализации заявленного способа была подтверждена его эффективность, причем разница в значениях добычи нефти между известными способами, где не решена задача распределения ограниченного объема вытесняющего агента между нагнетательными скважинами, обладающими различной эффективностью, и предложенным способом за заданный промежуток времени составила 41 %.

Таким образом, обеспечивается достижение технического результата, заключающегося в повышении эффективности использования газа при его закачке в пласт, выраженное в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного в пласт газа.

Изобретение относится к способу добычи нефти с внутриконтурной закачкой вытесняющего агента, и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Технический результат заключается в повышении эффективности использования вытесняющего агента, выраженной в виде дополнительной добычи нефти, приходящейся на единицу закачанного вытесняющего агента. Технический результат достигается предложенным способом добычи нефти, при котором: получают параметры скважин; определяют минимальное давление смесимости; определяют приемистость нагнетательных скважин, а также забойное и устьевое давления на нагнетательной скважине; определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин и выделяют из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти; закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенное забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления; осуществляют добычу нефти по меньшей мере из одной добывающей скважины. 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Способ добычи нефти, при котором:

– получают параметры скважин, а также данные результатов промыслово-геофизических и/или гидродинамических исследований скважин;

– определяют минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью;

– определяют приемистость по меньшей мере двух нагнетательных скважин, а также забойное и устьевое давления на по меньшей мере одной нагнетательной скважине, при которых обеспечивается смешивающееся вытеснение;

– определяют значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин;

– выделяют из всех нагнетательных скважин по меньшей мере одну нагнетательную скважину с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти;

– закачивают вытесняющий агент в нагнетательные скважины, причем закачку проводят таким образом, чтобы на по меньшей мере одной нагнетательной скважине забойное и устьевое давления соответствовали или превышали ранее определенные забойное и устьевое давления, а на по меньшей мере одной нагнетательной скважине с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти забойное и устьевое давления было меньше, чем упомянутые забойное и устьевое давления;

– осуществляют добычу нефти из по меньшей мере одной добывающей скважины.

2. Способ по п.1, в котором в качестве результатов промыслово-геофизических исследований скважин получают профили температуры и/или давления по стволам нагнетательных скважин.

3. Способ по п.1, в котором в качестве результатов гидродинамических исследований скважин получают параметры проницаемости и/или скин-фактора и/или размер трещин.

4. Способ по п.1, в котором в качестве вытесняющего агента используют газ.

5. Способ по п.1, в котором в качестве вытесняющего агента используют газожидкостную смесь.

6. Способ по п.1, в котором минимальное давление смесимости вытесняющего агента с нефтью определяют посредством эксперимента в тонкой трубке.

7. Способ по п.1, в котором забойное и устьевое давления определяют посредством симулятора моделирования многофазного потока.

8. Способ по п.1, в котором значения удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти для нагнетательных скважин определяют посредством многовариантных гидродинамических расчетов, в процессе которых профиль закачиваемого вытесняющего агента распределяют по всем нагнетательным скважинам пласта или используют параметры проницаемости, нефтенасыщенности, плотности запасов и пластового давления.

9. Способ по п.1, в котором выделяют из всех нагнетательных скважин по меньшей мере две нагнетательных скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти в случае, если загрузка одной нагнетательной скважины с наибольшим значением удельного расхода вытесняющего агента на единицу объема добытой нефти не позволяет обеспечить на остальных нагнетательных скважинах забойное и устьевое давления, соответствующие или превышающие ранее определенные забойное и устьевое давления.