Способ разработки нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 E21B43/30 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа. Известно, что из-за трещинноватости карбонатного коллектора вода по трещинам прорывается в скважину. Нефть, находящаяся в матрице карбонатного пласта, блокируется водой, фильтрующейся по трещинам. Фазовая проницаемость для нефти снижается и скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1985, с.37-116), включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30-40%.

Также известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2088752, МПК E21B 43/20, опубл. 27.08.1997 в бюл. №24), включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины и добычу нефти через эксплуатационные скважины, при этом водогазовую смесь образуют путем эжекции, степень аэрации которой вначале поддерживают на уровне, обеспечивающем равенство вязкости полученной водогазовой смеси и вязкости нефти, а после достижения фронтом вытеснения эксплуатационных скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2-5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5-2,5 раза, после чего осуществляют повышение давления нагнетания водогазовой смеси в 1,1-1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости, причем в водогазовую смесь добавляют смесь поверхностно-активных веществ анионоактивного и неионогенного типов концентрацией 0,1-1,0% при соотношении компонентов 1:1 и 1:3, соответственно.

Недостатками данного способа является то, что закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации, при этом водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов, кроме того, данный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны.

Также известен способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (патент RU №2204703, МПК E21B 43/22, 43/27, опубл. 20.05.2003 в бюл. №14), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции через добывающие скважины, водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, при этом производят порционное нагнетание указанного тампонирующего реагента с продавливанием его на определенное расстояние, а обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, причем эту же смесь используют в качестве продавочной жидкости.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность водоизоляционных работ, связанная с тем, что невозможно точно рассчитать объем тампонирующего реагента и расстояние, на которое он продавливается в пласт, поскольку невозможно точно определить структуру и поглощающую способность трещин в коллекторах;

- во-вторых, может возникнуть преждевременное обводнение добывающих скважин, так как обработку призабойной зоны скважины проводят кислотно-нефтяной смесью с разрывом блоков пласта через систему трещин, при этом добывающая скважина обводняется, не отобрав "свои" запасы нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (патент RU №2171368, МПК E21B 43/20, опубл. 27.07.2001 в бюл. №21), включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Недостатками данного способа являются:

- трудозатратность в осуществлении, так как необходим постоянный контроль объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти, а также необходимо проведение трассерных исследований для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими;

- короткий безводный режим эксплуатации скважины, связанный с тем, что закупорку каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, и образование новых каналов производят путем временного увеличения давления закачки, что может привести к прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, преждевременному обводнению продукции.

Техническим результатом является повышение эффективности разработки нефтяной залежи, продление безводного режима эксплуатации скважины, уменьшение обводненности добываемой продукции за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, увеличения проникающей способности водоизолирующего состава при уменьшении опасности преждевременного прорыва воды к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа.

Технический результат достигается способом разработки нефтяной залежи, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Рпл, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную и горизонтальную, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин, далее производят спуск эксплуатационных колонн и их пефорацию в продуктивной части пласта, в горизонтальные добывающие скважины спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2-х изолированных друг от друга секций, закачку воды в вертикальные, нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней в объеме 45 м³/сут при давлении Рпл*1,5, отслеживают обводненность в вертикальных добывающих скважинах, при обводненности более 60 % в вертикальные добывающие скважины закачивают через насосно-компрессорные трубы – НКТ водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем НКТ не менее, чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой 4 ч, в горизонтальных добывающих скважинах выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.

На фигуре изображена схема сетки скважин, по которой разрабатывают нефтяную залежь, представленную карбонатным коллектором трещинно-порового типа, где 1 – вертикальная, нагнетательная скважина, 2 – вертикальная, добывающая скважина, 3 – горизонтальная, добывающая скважина.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- гелеобразный полиакриламид (ПАА) - продукт омыления нитрила акриловой кислоты технической серной кислотой с последующей нейтрализацией омыленного продукта аммиачной водой или известью и полимеризацией полученного раствора акриламида в щелочной среде с помощью окислительно-восстановительных инициаторов. Внешний вид - гелеобразная вязкая масса от светло-желтого до голубого или зеленого цвета; массовая доля основного вещества не менее 5,0 %, кинематическая вязкость 0,25 %-ного раствора ПАА в 3%-ном растворе хлористого натрия при Т=30° не менее 2,2 мм²/с; скорость осаждения по оксиду меди не менее 4,0 мм/с, массовая доля остаточных мономеров: сумма непредельных не более 0,025 %. Выпускаемый по ТУ-6-01-1049-76;

-этанол, выпускаемый по ГОСТ 18300-87;

-вода – техническая вода.

Сущность способа заключается в следующем.

Предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Рпл.

Осуществляют бурение в два ряда добывающих скважин 2, 3, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных, нагнетательных скважин 1, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин 2, 3 на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную 2 и горизонтальную 3.

При этом одна горизонтальная добывающая скважина 3 заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин 2 по сетке размещения скважин.

Созданная сетка добывающих 2, 3 и нагнетательных скважин 1, позволяет увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, т.к. взаимообмен жидкостью между ними будет происходить с максимальной интенсивностью, в следствие подобранного расстояния между скважинами 1, 2, 3 и сочетания вертикальных 1, 2 и горизонтальных 3 скважин.

Далее производят спуск эксплуатационных колонн и их пефорацию в продуктивной части пласта.

В горизонтальные добывающие скважины 3 спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2-х изолированных друг от друга секций. Например, применяют устройство контроля притока - клапан с "левитирующим" диском, позволяющее ограничивать негативное воздействие воды при прорыве, выпускаемый компанией ТОТА-Систем.

Закачку воды в вертикальные, нагнетательные скважины 1 осуществляют через НКТ с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней, в объеме 45 м³/сут при давлении Рпл*1,5, но не больше давления предельно допустимого на пласт.

Отслеживают обводненность в вертикальных, добывающих скважинах 2, при обводненности более 60 % в вертикальные, добывающие скважины 2 закачивают водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны насосно-компрессорных труб не менее, чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой 4 ч.

При растворении в воде ПАА, содержащего макромолекул различной величины, гелеобразные агрегаты или микрогели, происходит частичное распадение микрогелей за счет разрыва "сшивок", но большая часть микрогелей сохраняется, поэтому водоизолирующий состав обладает свойствами суспензии.

Этанол в водоизолирующем составе предотвращает распад микрогелей в ПАА при его приготовлении. А также этанол способствует более полному осаждению микрогелей в ПАА и максимальному их сохранению, так как в ПАА микрогели в спиртах нерастворимы.

При проникновении водоизолирующего состава в поры карбонатного коллектора трещинно-порового типа, происходит перекрытие, сужение пор, приводя к дополнительному закупориванию коллектора, связывание и удержание воды в коллекторе, при этом не препятствует притоку нефти, позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти. Режим, при котором вязкость вытесняющего флюида, равна подвижности вытесняемого (нефти).

В горизонтальных добывающих скважинах 3 выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели. В горизонтальных скважинах 3 контроль обводненности ведут автоматизированно. При увеличении доли воды в поднимаемой жидкости срабатывает клапан установки в горизонтальной части скважины, и участок, который начал обводняться, перекрывают. Обеспечивают снижение непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин. При этом на других участках работу продолжают, что позволит подключить в разработку новые низкопроницаемые, нефтенасыщенные коллектора.

Примеры осуществления способа.

Предварительно определили толщину пласта 3 м, продуктивную часть пласта 3 м, пластовое давление Рпл 5,3 МПа.

Пробурили в два ряда добывающие скважины 2, 3, расположенные друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальные, нагнетательные скважины 1, симметрично расположенные относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурили чередуя вертикальную 2 и горизонтальную 3.

При этом одна горизонтальная добывающая скважина 3 заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин 2 по сетке размещения скважин.

Далее спустили эксплуатационные колонны и осуществили их пефорацию в продуктивной части пласта.

В горизонтальные добывающие скважины 3 спустили регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола две изолированных друг от друга секций. Применили устройство контроля притока - клапан с "левитирующим" диском, выпускаемый компанией ТОТА-Систем.

Закачали воду в вертикальные, нагнетательные скважины 1 с чередованием рядов скважин, длительность закачки в один ряд 180 дней, в объеме 45 м³/сут при давлении 8 МПа, но не больше давления предельно допустимого на пласт.

Определили обводненность в вертикальных добывающих скважинах 2, при обводненности 72 % в вертикальные добывающие скважины закачали водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламид - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавили водоизолирующий состав в пласт водой в объеме 24 м³ с последующей технологической выдержкой 4 ч.

В горизонтальных добывающих скважинах 3 выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.

После произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 3,8 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 2,7 т/сут (пример 1, табл.1).

Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-8).

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность разработки нефтяной залежи, продлевает безводный режим эксплуатации скважины, уменьшает обводненность добываемой продукции за счет создания сетки добывающих и нагнетательных скважин, позволяющей увеличить площадь охвата пластов воздействием в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, увеличения проникающей способности водоизолирующего состава при уменьшении опасности преждевременного прорыва воды к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа.

Таблица – Условия и результаты осуществления способа разработки нефтяной залежи

№ примера Средний дебит по нефти до проведения способа, т/сут Толщина пласта, м Пластовое давление Рпл, МПа Количество изолированных друг от друга секций, шт. Давление при закачке воды в вертикальные, нагнетательные скважины, МПа Обводненность в вертикальных добывающих скважинах Объем водоизолирующего состава, м³ Объем продавки водой, м³ Средний дебит по нефти после проведения способа, т/сут Прирост дебита, т/сут 1 1,1 3 5,3 2 8,0 72 24 4,5 3,8 2,7 2 1,6 2,5 7,1 3 10,7 64 20 3,6 3,5 1,9 3 2,2 1,8 3,6 2 5,4 69 14,4 3,3 4,0 1,8 4 1,9 2,7 4,6 2 6,9 77 21,6 4,7 4,0 2,1 5 1,3 4,3 5,1 3 7,6 68 34,4 4,2 3,7 2,4 6 2,4 3,4 3,9 2 5,8 70 27,2 5,1 3,9 1,5 7 1,8 2,9 4,2 2 6,3 73 23,2 3,9 4,0 2,2 8 3,2 5,0 3,5 3 5,2 65 40 4,2 6,5 3,3

Изобретение относится к разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа. Способ разработки нефтяной залежи включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м. Добывающие скважины бурят, чередуя вертикальную и горизонтальную скважины. Далее спускают и перфорируют эксплуатационные колонны всех скважин в продуктивной части пласта. Закачку воды в вертикальные нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин. При обводненности более 60% в вертикальные добывающие скважины закачивают водоизолирующий состав в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта и продавливают его в пласт водой с последующей технологической выдержкой. В горизонтальных добывающих скважинах выполняют контроль обводненности один раз в две недели. Обеспечивается повышение эффективности разработки нефтяной залежи, продление безводного режима эксплуатации скважины, уменьшение обводненности добываемой продукции, а также подключение в разработку новых, карбонатных коллекторов трещинно-порового типа. 1 ил., 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют толщину пласта, продуктивную часть пласта, пластовое давление Р_пл, бурение осуществляют в два ряда добывающих скважин, расположенных друг от друга на расстоянии 250 м, и в два ряда вертикальных нагнетательных скважин, симметрично расположенных относительно рядов добывающих скважин на расстоянии 300 м, при этом добывающие скважины бурят чередуя вертикальную и горизонтальную, при этом одна горизонтальная добывающая скважина заменяет не менее двух вертикальных добывающих скважин по сетке размещения скважин, далее производят спуск эксплуатационных колонн и их перфорацию в продуктивной части пласта, в горизонтальные добывающие скважины спускают регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале горизонтальной части ствола не менее 2 изолированных друг от друга секций, закачку воды в вертикальные нагнетательные скважины осуществляют с чередованием рядов скважин, длительностью закачки в один ряд 180 дней в объеме 45 м³/сут при давлении Р_пл⋅1,5, отслеживают обводненность в вертикальных добывающих скважинах, при обводненности более 60% в вертикальные добывающие скважины закачивают через насосно-компрессорные трубы (НКТ) водоизолирующий состав, состоящий из гелеобразного полиакриламида - ПАА и этанола, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАА – 76, этанол – 24, в объеме 8 м³ водоизолирующего состава на 1 м толщины пласта, продавливают водоизолирующий состав в пласт водой в объеме, превышающем объем НКТ не менее чем на 0,5 м³, с последующей технологической выдержкой 4 ч, в горизонтальных добывающих скважинах выполняют отбор добываемой продукции с контролем обводненности один раз в две недели.