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

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к области разработки нефтяных залежей на поздней стадии разработки и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с терригенным коллектором, разделенным глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой.

Известен способ разработки обводненного зонально-неоднородного нефтяного месторождения (патент RU № 2208139, Е21В 43/20, опубл. 10.07.2003, бюл. № 19), который включает вскрытие, по крайней мере, одной нагнетательной и несколькими добывающими скважинами. В нагнетательную скважину закачивают оторочки агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и воду. Изменяют режим работы добывающих и нагнетательных скважин во время закачки реагентов. При этом добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, отключают. В нагнетательную скважину последовательно закачивают оторочку агента, повышающего фильтрационное сопротивление пористой среды, и порцию оторочки стабилизирующего состава. Затем отключают нагнетательную скважину и дают выдержку во времени, достаточную для перераспределения фильтрационных потоков. После этого добывающую скважину, расположенную в глинистом коллекторе, и нагнетательную открывают. Закачивают вторую порцию стабилизирующего состава. Затем переходят на обычное заводнение. Давление закачки в нагнетательной скважине поддерживают постоянным, соответствующим давлению отбора продукции из добывающих скважин.

Недостатком известного способа является ограничение по требуемым характеристика пласта для выполнения успешной закачки оторочек, высокая стоимость химических реагентов.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором (патент RU № 2527949, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.09.2014, бюл. №25), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60 % более, извлекаемыми запасами не менее 40 тыс. т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5 % и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинного насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с толщиной по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам.

Недостатком известного способа является то, что не определяют области дренирования добывающих скважин, не выделяют границы зон с остаточными запасами нефти в межскважинном пространстве, разработка залежи ведется с бурением новых горизонтальных скважин большой длины, каждая из которых замещает несколько проектных точек бурения вертикальных скважин, что ведет к увеличению материальных затрат на строительство скважин.

 Также известен способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки (патент RU № 2595112, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2016, бюл. № 23), включающий определение остаточных запасов нефти в межскважинном пространстве, бурение дополнительных добывающих боковых и боковых горизонтальных стволов, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. По способу выбирают заводненную нефтяную залежь, из которой отобрано ≥80% извлекаемых запасов нефти, с нефтенасыщенными толщинами ≥2 м, по результатам геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна выделяют зоны с низкопродуктивными породами, вскрытые соседними скважинами, определяют области дренирования добывающих скважин для определения границы зоны с остаточными рентабельными запасами нефти в межскважинном пространстве, в направлении которых из близлежащих добывающих скважин с наименьшей выработкой запасов бурят дополнительные добывающие боковые и боковые горизонтальные стволы, причем длина боковых и боковых горизонтальных стволов не превышает расстояния между соседними скважинами. При наличии в разрезе соседних скважин более одного нефтенасыщенного пласта, в каждом из которых установлена зона с остаточными рентабельными запасами нефти, бурят боковой ствол со вскрытием всех этих зон.

Недостатками являются высокая стоимость бурения новых скважин, риск неуспешности бурения боковых и горизонтальных стволов на неоднородных залежах.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2066369, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.09.1996), вскрытой нагнетательными и добывающими скважинами, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости (нефти) через добывающие скважины, циклический режим проведения закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины на поздней стадии разработки, при выполнении циклического режима на поздней стадии разработки в течение 2-6 месяцев закачку рабочего агента через нагнетательные скважины проводят с превышением его объемов над объемами отбора жидкости через добывающие скважины и до повышения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления, затем в течение 2-6 месяцев осуществляют отбор жидкости через добывающие скважины с превышением его объемов над объемами закачки рабочего агента через нагнетательные скважины и до снижения пластового давления на величину менее 3% от текущего среднего пластового давления.

Недостатками являются ограничение применения циклического заводнения в связи с техническими ограничениями насосных агрегатов и коэффициентом продуктивности нагнетательных скважин, а также сложность вовлечения в разработку ранее не охваченных разработкой зон залежи, вследствие чего нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки за счет вытеснения запасов углеводородного сырья путем изменения направления основных фильтрационных потоков и вовлечения в разработку слабодренируемых низкопроницаемых областей продуктивного коллектора, за счет поддержания оптимальных энергетических показателей на залежи, а также повышение коэффициента извлечения нефти.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включающим закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи с остаточными извлекаемыми запасами нефти не менее 3000 т, с коэффициентом расчлененности по эксплуатационному участку залежи более 1,25 минимум в одной скважине, текущим средним пластовым давлением меньше начального пластового давления на залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26, на участке залежи выбирают добывающую скважину с текущим дебитом ниже среднего дебита добывающих скважин выбранного участка, переводят выбранную добывающую скважину в нагнетательную при условии наличия в радиусе 800 м от выбранной добывающей скважины как минимум одной добывающей скважины эксплуатационного фонда, осуществляют закачку в выбранную скважину рабочего агента следующим образом: в количестве 40-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 1 месяца, в количестве 60-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, в количестве 80-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, в количестве 100-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 6 месяцев, в количестве 120-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 5 месяцев, в количестве 140-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 4 месяцев, в количестве 160-250 % от объема отбираемой жидкости в течение 3 месяцев, в количестве 180-300 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, в количестве 200-300 % от объема отбираемой жидкости в течение 1 месяца.

Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяной залежи на поздней стадии разработки появляются участки с пониженным пластовым давлением. В результате происходит снижение коэффициента эксплуатации, коэффициента использования фонда скважин в результате старения фонда скважин и выхода из строя эксплуатационных колонн, увеличение избыточного фонда и снижение темпов нефтеизвлечения. Часть подвижных запасов углеводородного сырья остается не извлеченной из пластовых сред. Поэтому при разработке нефтяных залежей с терригенным коллектором (с абсолютной проницаемостью от 50*10-3 мкм² до 1,2 мкм²) на поздней стадии разработки необходимо повышать эффективность разработки нефтяной залежи, вытесняя запасы углеводородного сырья (нефти) и вовлекая разработку слабодренируемые низкопроницаемые области продуктивного коллектора.

Участок нефтяной залежи разбуривают по проектной сетке минимум двумя добывающими и нагнетательными скважинами. Производят эксплуатацию нефтяной залежи на естественном режиме до снижения уровня пластового давления (как правило, снижение давления наблюдается до значений 0,4-0,9 от начального пластового давления) с последующим переходом на режим искусственного поддержания пластового давления с организацией частичной компенсации отборов жидкости закачкой рабочего агента. В пределах разреза минимум одной из скважин участка выделяются пласты-коллекторы, разделенные глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой. Продуктивный коллектор сложен терригенными породами, преимущественно полимиктовыми песчаниками грауваккового типа. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается более чем в 1,2 раза.

В качестве рабочего агента для вытеснения используют низкоминерализованную воду поверхностных водоисточников (например, речная сеть, подрусловые водозаборы и т.п.), специально добываемую пластовую воду и подтоварную воду с объектов подготовки нефти (далее – воду). Минерализация закачиваемой воды изменяется в пределах от 200 мг/л до 285 г/л. Допускается последующее уплотнение сетки скважин сверх предусмотренного проектом. Определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту.

При достижении отбора извлекаемых запасов нефти более 55 % выбирают участок залежи с остаточными извлекаемыми запасами нефти не менее 3000 т, с коэффициентом расчлененности по эксплуатационному объекту (участку залежи) более 1,25 минимум в одной скважине (такое значение показателя расчлененности по участку залежи свидетельствует о неравномерности распространения пластов-коллекторов, способствующее формированию слабодренируемых зон), текущим средним пластовым давлением на действующих добывающих скважинах меньше начального пластового давления на залежи, характеризующее снижение энергетического потенциала залежи (при этом чем выше разница между начальным пластовым давлением и текущим, тем выше ожидаемый эффект), средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26 (представленный интервал значений пористости обеспечивает свободную фильтрацию пластового флюида, при средней пористости ниже 0,12 - не будет принимать, при средней пористости выше 0,26 – использование данного способа нецелесообразно). На участке залежи выбирают добывающую скважину с текущим дебитом ниже среднего значения дебита добывающих скважин выбранного участка и переводят выбранную добывающую скважину в нагнетательную под закачку рабочего агента при условии наличия в радиусе 800 м от выбранной добывающей скважины как минимум одной добывающей скважины эксплуатационного фонда.

Выбранную добывающую скважину запускают под закачку для организации дифференцированного уровня компенсации отбираемой жидкости (нефти), причем закачку рабочего агента – воды осуществляют поэтапно длительностью на каждом этапе от 1 до 6 месяцев. Закачку рабочего агента в выбранную скважину осуществляют следующим образом: в количестве 40-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 1 месяца, далее в количестве 60-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 2 месяцев, далее в количестве 80-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 2 месяцев, далее в количестве 100-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 6 месяцев, далее в количестве 120-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 5 месяцев, далее в количестве 140-200 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 4 месяцев, далее в количестве 160-250 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 3 месяцев, далее в количестве 180-300 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 2 месяцев, далее в количестве 200-300 % от объема отбираемой жидкости на участке в течение 1 месяца.

При осуществлении предлагаемой схемы закачки рабочего агента обеспечивается поэтапная компенсация отбираемой жидкости. Так, например, при отборе жидкости (нефти) 100 м³/сут, закачку начинаем с 40 м³/сут до 200 м³/сут, далее нижний порог увеличиваем на 20 % и закачиваем от 60 м³/сут до 200 м³/сут и далее по предлагаемой схеме. Выбор необходимого диапазона был определен экспериментальным путем, обеспечивающий эффективное вытеснение нефти из ранее зажатых в низкопроницаемых зонах коллектора.

В результате предлагаемой поэтапной закачки рабочего агента (воды) происходит увеличение пластового давления на участке от достигнутого на предыдущем этапе на величину от 20 % до 89 % и происходит изменение установившихся фильтрационных потоков в пластовой среде. За счет изменения пластовой энергии (пластового давления) при разности упругих свойств горных пород и фаз пластового флюида увеличенный градиент давления обеспечивает начало движения углеводородного сырья (нефти), ранее зажатых в слабодренируемых низкопроницаемых зонах коллектора, обеспечивая достижение целевых значений коэффициента извлечения нефти, не допуская увеличения темпов падения базовой добычи нефти. В результате обеспечивается повышение коэффициента извлечения нефти КИН (т.е. нефтеотдачи) при одновременном продлении срока рентабельной эксплуатации добывающих скважин.

Примеры практического применения.

Пример 1.

Терригенный участок, на котором расположены 8 добывающих и 1 нагнетательная скважина, имеет следующие параметры:

• Остаточные извлекаемые запасы нефти составляют 4321 т.

• Коэффициент расчлененности по эксплуатационному участку залежи составляет 2,25

• 8 добывающих скважин в работе

• Текущее среднее пластовое давление на добывающих скважинах 110 атм (начальное давление - 175 атм)

• Средняя пористость - 0,12

• Выделяются пласты-коллекторы, разделенные глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,5 раза.

Выбрали добывающую скважину № 1, работающую с текущим дебитом 0,5 т/сут (при среднем дебите по площади 2,5 т/сут) и обводненностью 98 %. При этом в радиусе до 800 м работают добывающие скважин №№ 2, 3, 4 со средним дебитом нефти 2,7 т/сут и объемом отбираемой жидкости 100 м³/сут.

После перевода добывающей скважины № 1 под нагнетание произвели закачку пластовой со следующими режимами работы: 40 м³/сут в течение 1 месяца, 60 м³/сут в течение 2 месяцев, 80 м³/сут в течение 2 месяцев, 100 м³/сут в течение 6 месяцев, 120 м³/сут в течение 5 месяцев, 140 м³/сут в течение 4 месяцев, 160 м³/сут в течение 3 месяцев, 180 м³/сут в течение 2 месяцев, 200 м³/сут в течение 1 месяца. В результате были получены следующие результаты: среднее пластовое давление поднялось до 152 атм (+38 %), средний дебит по скважинам №№ 2, 3, 4 составил 3,9 т/сут. Произошло увеличение КИН на 36 %.

Пример 2.

Терригенный участок, на котором расположены 3 добывающих и 1 нагнетательная скважина, имеет следующие параметры:

• Остаточные извлекаемые запасы составляют 4005 т.

• Коэффициент расчлененности по эксплуатационному участку залежи составляет более 1,3

• 3 добывающие скважины в работе

• Текущее среднее пластовое давление на добывающих скважинах 175 атм. (начальное давление – 175 атм.). Снижение пластового давления не наблюдается

• Средняя пористость - 0,25.

• Выделяются пласты-коллекторы, разделенные глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,3 раза.

В связи с отсутствием снижения пластового давления на участке внедрение предлагаемого способа разработки нецелесообразно. Эффективная система поддержания пластового давления организована.

Пример 3.

Терригенный участок, на котором расположены 2 добывающие и 1 нагнетательная скважина, имеет следующие параметры:

• Остаточные извлекаемые запасы составляют 3000 т.

• Коэффициент расчлененности по эксплуатационному участку залежи составляет 1,25 добывающие скважины в работе

• Текущее среднее пластовое давление на добывающих скважинах 100 атм. (начальное давление - 170 атм.).

• Средняя пористость - 0,19

• Выделяются пласты-коллекторы, разделенные глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,6 раза.

Выбрали добывающую скважину № 1, работающую с текущим дебитом 0,5 т/сут (при среднем дебите по участку 1,5 т/сут) и обводненностью 99 %. При этом в радиусе до 800 м работает добывающая скважина № 2 с дебитом нефти 2,5 т/сут и объемом отбираемой жидкости 50 м³/сут.

После перевода добывающей скважины № 1 под нагнетание осуществили закачку со следующими режимами работы: 60 м³/сут на 1 месяц, 65 м³/сут на 2 месяца, 70 м³/сут на 2 месяца, 75 м³/сут на 6 месяцев, 80 м³/сут на 5 месяцев, 85 м³/сут на 4 месяца, 103 м³/сут на 3 месяца, 120 м³/сут на 2 месяца, 125 м³/сут на 1 месяц. В результате были получены следующие результаты:

Среднее пластовое давление поднялось до 165 атм (+50 %).

Дебит нефти по скважине № 2 составил 3,7 т/сут. Произошло увеличение КИН на 15 %.

Пример 4.

Терригенный участок, на котором расположены 10 добывающих и 3 нагнетательной скважины, имеет следующие параметры:

• Остаточные извлекаемые запасы составляют 17900 т.

• Коэффициент расчлененности по эксплуатационному участку залежи составляет 2,9

• 10 добывающих скважин в работе

• Текущее среднее пластовое давление на добывающих скважинах 90 атм. (начальное давление - 170 атм.).

• Средняя пористость - 0,26

• Выделяются пласты-коллекторы, разделенные глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,2 раза.

Выбрали добывающую скважину № 5, работающую с текущим дебитом 0,3 т/сут и обводненностью 98,5 % (при среднем дебите по участку 2,9 т/сут). При этом в радиусе до 800 м работает добывающие скважины №№ 2, 3, 4 со средним дебитом нефти 4,0 т/сут и объемом отбираемой жидкости 150 м³/сут.

После перевода добывающей скважины № 5 под нагнетание осуществили закачку со следующими режимами работы: 300 м³/сут на 1 месяц, 300 м³/сут на 2 месяца, 300 м³/сут на 2 месяца, 300 м³/сут на 6 месяцев, 300 м³/сут на 5 месяцев, 300 м³/сут на 4 месяца, 375 м³/сут на 3 месяца, 450 м³/сут на 2 месяца, 450 м³/сут на 1 месяц. В результате были получены следующие результаты:

Среднее пластовое давление поднялось до 170 атм (+89 %).

Средний дебит нефти по скважинам №№ 2,3,4 составил 8,9 т/сут. Произошло увеличение КИН на 55%.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей на поздней стадии разработки. Способ разработки нефтяной залежи, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. При этом определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту. На поздней стадии разработки выбирают участок залежи с остаточными извлекаемыми запасами нефти не менее 3000 т, с коэффициентом расчлененности по эксплуатационному участку залежи более 1,25 минимум в одной скважине, текущим средним пластовым давлением меньше начального пластового давления на залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26. На участке залежи выбирают добывающую скважину с текущим дебитом ниже среднего дебита добывающих скважин выбранного участка, переводят выбранную добывающую скважину в нагнетательную при условии наличия в радиусе 800 м от выбранной добывающей скважины как минимум одной добывающей скважины эксплуатационного фонда. Далее осуществляют закачку в выбранную скважину рабочего агента поэтапно длительностью на каждом этапе от 1 до 6 месяцев. Обеспечивается повышение эффективности разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки.

Способ разработки нефтяной залежи, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи с остаточными извлекаемыми запасами нефти не менее 3000 т, с коэффициентом расчлененности по эксплуатационному участку залежи более 1,25 минимум в одной скважине, текущим средним пластовым давлением меньше начального пластового давления на залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26, на участке залежи выбирают добывающую скважину с текущим дебитом ниже среднего дебита добывающих скважин выбранного участка, переводят выбранную добывающую скважину в нагнетательную при условии наличия в радиусе 800 м от выбранной добывающей скважины как минимум одной добывающей скважины эксплуатационного фонда, осуществляют закачку в выбранную скважину рабочего агента следующим образом: в количестве 40-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 1 месяца, далее в количестве 60-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, далее в количестве 80-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, далее в количестве 100-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 6 месяцев, далее в количестве 120-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 5 месяцев, далее в количестве 140-200 % от объема отбираемой жидкости в течение 4 месяцев, далее в количестве 160-250 % от объема отбираемой жидкости в течение 3 месяцев, далее в количестве 180-300 % от объема отбираемой жидкости в течение 2 месяцев, далее в количестве 200-300 % от объема отбираемой жидкости в течение 1 месяца.