Способ повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона с различной проницаемостью Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к практике разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, нефтеносные пласты которых образуют многопластовую залежь с различной проницаемостью.

Известен одновременно-раздельный способ эксплуатации двух пластов, включающий подъем по одной или двум подъемным трубам пластовой среды, например, различными типами погружных насосов (см. кн.: Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1984, с. 268-271).

Одновременно-раздельная эксплуатация скважины эффективна при условии, когда проницаемость коллекторов пластов не сильно отличаются друг от друга. Кроме того, указанный способ эксплуатации относится к сложным в связи со значительной трудоемкостью эксплуатации, обслуживания и ремонта, характеризуется увеличением межремонтного периода.

Известен способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, включающий доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают, осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывающих продуктивный пласт путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое, при этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления, относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта, уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта, как основные объекты добычи, после чего устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, при котором предполагают отбор пластовой нефти без воды, при этом режим для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта (патент RU № 2116436, МПК E21B 43/18, E21B 43/20, опуб. 27.07.1998), который принят за прототип.

Недостатками данного способа являются перевод скважины на периодическую эксплуатацию, что существенно снижает объем добываемой нефти в связи со значительной продолжительностью процесса регенерации. Кроме того, при периодической эксплуатации повышается вероятность осаждения парафинов и смолистых веществ на поверхности подъемной трубы и узлов насоса. Следует также отметить, что период релаксации и гравитационного разделения нефти и воды в нижней части пашийского горизонта может составит до 3 и более лет.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи пластов путем перевода разработки запасов нефти из верхней пачки пластов в период переформирования остаточных запасов в нижней пачке пластов пашийского горизонта.

Решение технической задачи достигается способом повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона с различной проницаемостью, включающим доизвлечение нефти с использованием существующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают.

Новым является то, что разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%, при обводнении извлекаемой нефти более 97% и выработки не менее 40% нефти от начальных балансовых запасов, временно прекращают эксплуатацию нижних пачек пластов с высокой проницаемостью, производят остановку закачки нагнетаемой среды, при этом останавливают пласты нижней пачки для гравитационного разделения нефти и воды на срок от 3 до 5 лет, скважину переводят на разработку верхней пачки пласта с низкой проницаемостью с компенсацией более 100% извлекаемой жидкости путем закачки нагнетаемой среды, далее по мере истощения пластовой энергии в верхней пачке пласта скважину переводят на выработку остаточных запасов нижней пачки пластов.

Настоящее время характеризуется переходом значительной части крупнейших и больших месторождений в стадию падающей добычи нефти и роста обводненности продукции. В этих условиях существенное значение приобретает создание комплекса геолого-технологических мероприятий по повышению нефтеизвлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти.

Одной из причин образования остаточных запасов нефти является наличие обширных водонефтяных зон, что, в частности, характерно для нижней пачки пластов пашийского горизонта. Толщина пластов составляет от 3 до 15м, и низко продуктивную верхнюю пачку пластов (с проницаемостью коллекторов менее 100мД). При этом данные группы пластов разделены между собой непроницаемой глинистой перемычкой с толщиной более 4м.

Реализация предлагаемого способа осуществляется следующим образом.

Совместная разработка верхнего и нижнего коллекторов вышеприведенных групп характеризуется низким коэффициентом охвата пластов воздействием, недовыработкой остаточных запасов и невысокой нефтеотдачей. Многопластовая нефтяная залежь разбурена, как правило, по сетке плотностью не более 16 га/скв. Разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%. По мере выработки не менее 40% нефти, когда коэффициент извлечения нефти КИН (КИН) составляет 0,4д.ед.) от начальных балансовых запасов, и достижения значения обводненности от 97% и выше, временно прекращают эксплуатацию нижних пластов.

Одновременно производится остановка закачки. И, не создавая гидродинамических возмущений, оставляют пласты нижней пачки пашийского горизонта на время релаксации и гравитационного разделения нефти и воды сроком от 3 до 5 лет. Следует отметить, коэффициент анизотропии горизонтальной и вертикальной проницаемости в коллекторах нижней пачки пластов варьирует от 1,9 до 4,7, что обуславливает опережающее движение флюидов по горизонтали пластов.

По мере выработки лучших по качеству запасов нижней пачки пластов пашийского горизонта, характеризующихся высокой проницаемостью и достижения предельной обводненности, скважину временно переводят на разработку верхней пачки пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

В процессе выработки запасов в пластах с низкими ФЕС и формирования остаточных запасов за счет действия гравитационных сил, осуществляют возврат к ранее законсервированной нижней пачке пластов. Значительную роль в формировании остаточных запасов в водонефтяных зонах играет гравитационное разделение нефти и воды, которое происходит за относительно короткое время, сравнимое со временем разработки месторождения.

Таким образом, отобрав основную часть запасов нижней пачки пластов с учетом вышеприведенной анизотропии проницаемостей, залежь оставляют на техногенное переформирование. В связи с наличием вертикальной составляющей проницаемости, происходит гравитационное перераспределение фаз по толщине пласта, достижение фазового равновесия, что, в конечном счете, приводит к формированию «новой» залежи. В период формирования «новой» залежи осуществляют перевод скважин на разработку верхней пачки пластов пашийского горизонта. При этом по верхней пачке пластов сохраняется избыточная компенсация (более 100%) извлекаемой среды, направленная на восстановление пластового давления в ней.

По мере истощения пластовой энергии осуществляется возврат к выработке остаточных запасов нижней пачки пластов. В то же время по верхней пачке пластов сохраняется избыточная компенсация (более 100%), направленная на восстановление пластового давления в ней.

Изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона с различной проницаемостью. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов путем перевода разработки запасов нефти из верхней пачки пластов в период переформирования остаточных запасов в нижней пачке пластов пашийского горизонта. Способ включает доизвлечение нефти с использованием существующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта. Также способ включает этап, в котором при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают. Разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%. При обводнении извлекаемой нефти более 97% и выработки не менее 40% нефти от начальных балансовых запасов, временно прекращают эксплуатацию нижних пачек пластов с высокой проницаемостью и производят остановку закачки нагнетаемой среды. Также останавливают пласты нижней пачки для гравитационного разделения нефти и воды на срок от 3 до 5 лет. Скважину переводят на разработку верхней пачки пласта с низкой проницаемостью с компенсацией более 100% извлекаемой жидкости путем закачки нагнетаемой среды. По мере истощения пластовой энергии в верхней пачке пласта скважину переводят на выработку остаточных запасов нижней пачки пластов.

Способ повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона с различной проницаемостью, включающий доизвлечение нефти с использованием существующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и учетом геологического строения продуктивного пласта, при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают, отличающийся тем, что разработка высокопроницаемых неглинистых коллекторов нижней пачки пласта ведется опережающими темпами на форсированном режиме с компенсацией отбора жидкости закачкой нагнетаемой среды в диапазоне от 100 до 130%, при обводнении извлекаемой нефти более 97% и выработки не менее 40% нефти от начальных балансовых запасов, временно прекращают эксплуатацию нижних пачек пластов с высокой проницаемостью, производят остановку закачки нагнетаемой среды, при этом останавливают пласты нижней пачки для гравитационного разделения нефти и воды на срок от 3 до 5 лет, скважину переводят на разработку верхней пачки пласта с низкой проницаемостью с компенсацией более 100% извлекаемой жидкости путем закачки нагнетаемой среды, далее по мере истощения пластовой энергии в верхней пачке пласта скважину переводят на выработку остаточных запасов нижней пачки пластов.