Способ увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 E21B43/18 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородными коллекторами, коллекторами, имеющими пласты различной проницаемости как метод увеличения нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия (патент RU №2418155, МПК Е21 В 43/16, опубл. 10.05.2011), включающий циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах. Первому циклу в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах. По результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин, количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки, перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют.

Недостатком известного способа является отсутствие мероприятий по адресному изменению фильтрационных потоков и выравниванию профиля приемистости, подбору оптимальных технологий воздействия применительно к конкретным геолого-физическим условиям пласта и текущему состоянию разработки.

Также известен способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии (патент RU №2209947, МПК Е21 В 43/16, опубл.10.08.2003), включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, определение величины остаточных запасов нефти по параметрам полученного отклика и адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. В выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, причем в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, после чего фильтрационным потокам задают новые направления

Недостатками данного способа являются высокая стоимость его осуществления, обусловленная тем, что в выделенных зонах производят бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, низкая эффективность способа за счет сложности его осуществления, отсутствие адресного выравнивания профилей приемистости.

Также известен способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов (патент RU №2716759, МПК Е21 В 43/20, опубл. 16.03.2020), при котором осуществляют бурение горизонтальных скважин, при этом горизонтальные стволы скважин располагают со смещением по азимуту более 10 град. относительно направления максимального горизонтального напряжения в пласте. Проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта в скважинах. Добычу осуществляют по крайней мере в двух скважинах, используют по крайней мере одну из вышеупомянутых скважин в качестве нагнетательной путем осуществления закачки рабочей жидкости. Осуществляют закачку рабочей жидкости по крайней мере в одну нагнетательную скважину с превышением давления над давлением гидравлического разрыва пласта. При прорыве жидкости из нагнетательной скважины по трещинам авто-ГРП по крайней мере в одну скважину, находящуюся в режиме добычи, осуществляют остановку добывающей скважины. Закачивают рабочую жидкость в нагнетательную скважину до обеспечения превышения объема рабочей жидкости, закаченной в нагнетательную скважину, к суммарному объему жидкости, извлеченной из добывающей скважины на предыдущих стадиях, останавливают нагнетательную скважину, осуществляют добычу. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов и упрощении процесса производства

Недостатком данного способа является дороговизна бурения горизонтальных скважин, возможные технологические ограничения по возможности повышения давления нагнетания.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2121060, МПК Е21 В 43/22, опубл. 27.10.1998), включающий закачку вытесняющего агента - воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, определение параметров пластов продуктивного горизонта и выбор продолжительности полуциклов циклического режима закачки воды через нагнетательные скважины, в начале первого полуцикла в нагнетательные скважины в высокопроницаемые интервалы разреза продуктивного горизонта закачивают реагенты, повышающие гидродинамическое сопротивление пластов и сохраняющие эти свойства в течение времени первого полуцикла, а затем закачивают воду в течение всего первого полуцикла, в течение второго полуцикла закачивают воду в нагнетательные скважины через весь интервал разреза продуктивного горизонта.

Недостатками являются высокая стоимость проведения закачки реагентов при циклировании большого количества скважин, что на последней стадии разработки может не окупить полученным эффектом, существующий риск несоответствия характеристик пластов для проведения закачки реагента, что также сокращает область применения предлагаемого способа, а также недостаточная вовлеченность ранее не охваченных разработкой зон.

Техническими задачами являются увеличение нефтизвлечения разрабатываемого участка за счет предотвращения кольматации низкопроницаемых пропластков после проведения очистки призабойной зоны пласта между циклами закачки, сохранение профиля приемистости и вытеснения нефти.

Технические задачи решаются способом увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения, включающим определение параметров пластов продуктивного горизонта и продолжительности полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин, последующую циклическую закачку воды и остановку нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: коэффициент расчлененности, проницаемость, вязкость нефти, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке и выработанность извлекаемых запасов по участку, выбирают участки для нестационарного заводнения с коэффициентом расчлененности от 1,5 и выше, проницаемостью не менее 0,001 мкм², вязкостью нефти до 300 мПа*с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам на участке не более 98% и превышающим показатель выработанности извлекаемых запасов по участку, с системой разработки участка - внутриконтурным заводнением, типом закачиваемой воды - пресная, сточная и минерализованная вода плотностью до 1,18 г/см³, содержащая средневзвешенные твердо-взвешенные частицы до 50 мг/дм³, нефтепродукты до 60 мг/дм³, все скважины участка - нагнетательные и добывающие - представляют единую гидродинамическую систему, по результатам геофизических исследований определяют продолжительность уменьшения приемистости наименее проницаемого пласта на 40%, затем определяют продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин после каждого полуцикла для депрессионно-репрессионного воздействия на пласты следующим образом: при уменьшении приемистости пласта на 40% за 1-5 сут.осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 5 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 6 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 6-15 сут.- в течение 12 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 5 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 16-30 сут.- в течение 22 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 31 и более сут.- в течение 30 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., депрессионно-репрессионное воздействие на пласты производят после проведения полуцикла закачки воды в скважину, сразу после еq остановки, следующим образом: насосный цементировочный агрегат с диаметром поршней не менее 125 мм подключают к скважине, производят репрессионное воздействие - закачку воды с ростом устьевого давления, не превышающего максимально допустимое давление на пласты, на максимальной производительности цементировочного агрегата с контролем устьевого давления, далее производят сброс давления в скважины до начального устьевого давления остановленной скважины, при этом время изменения давления между максимальным значением до начального устьевого не должно превышать 10 с.

Способ увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения осуществляют следующим образом.

На поздней стадии разработки большую роль играет эффективное заводнение с целью вытеснения остаточных запасов нефти. В результате прокачки большого объема воды образуются промытые зоны в более проницаемых пропластках, менее проницаемые зоны, которые содержат больший объем нефти остаются не охвачены. При разработке послойно-неоднородных по проницаемости пластов широкое применение нашла технология нестационарного заводнения пластов, эффект от которой выражается в перераспределении пластового давления между пропластками и увеличенной выработке нефтяных запасов из низкопроницаемых слоев. Более того, чем сильнее выражена неоднородность пласта, тем значительнее эффект от технологии нестационарного заводнения. В связи с тем, что подготавливаемая для закачки вода все же имеет какое-то количество твердо-взвешенных частиц, менее проницаемые коллектора кольматируются и перестают принимать закачиваемую воду. Это приводит к уменьшению охвата вытеснения нефти и снижения эффективности нестационарного заводнения.

Сущность предлагаемого способа заключается в подборе участка нестационарного заводнения для циклической закачки и остановки закачки в нагнетательные скважины с наличием перфорированных пластов с различными коллекторскими свойствами и проведением после каждого полуцикла закачки, сразу после закрытия нагнетательной скважины, депрессионно-репрессионного воздействия на призабойную зону пласта. Объектом разработки являются обводненные терригенные и карбонатные коллектора порового или трещиновато-порового типа, имеющие проницаемостную неоднородность в разрезе продуктивного горизонта.

Определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: коэффициент расчлененности, проницаемость, вязкость нефти, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке и выработанность извлекаемых запасов по участку. Выбирают участки для нестационарного заводнения с коэффициентом расчлененности от 1,5 и выше, проницаемостью не менее 0,001 мкм², вязкостью нефти до 300 мПа*с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам, превышающим показатель выработанности извлекаемых запасов по участку, но не более 98% (т.е. среднее значение обводненности должно превышать выработанность извлекаемых запасов по участку). Выделяют наименее проницаемый пласт. При среднем значении обводненности 98% и более развивается опережающее обводнение, проведение нестационарного заводнения при таких условиях нецелесообразно. При выборе участков для нестационарного заводнения также учитываются следующие показатели:

- система разработки - внутриконтурное заводнение;

- тип закачиваемой воды - пресная, сточная и минерализованная вода плотностью до 1,18 г/см³;

- приемистость нагнетательных скважин - без ограничений;

- все скважины участка (нагнетательные и реагирующие добывающие) должны представлять собой единую гидродинамическую систему;

- соотношение нагнетательных и добывающих скважин на участке воздействия - без ограничений;

- обеспечение качества подготавливаемой воды - средневзвешенные твердо-взвешенные частицы - до 50 мг/дм³, нефтепродукты - до 60 мг/дм³.

По результатам геофизических исследований определяют продолжительность

уменьшения приемистости наименее проницаемого пласта на 40%, затем определяют продолжительность (выражаемую в количестве сут.) полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин после каждого полуцикла для депрессионно-репрессионного воздействия на пласты.

Выбор данного граничного значения обусловлен значительным снижением фронта вытеснения по целевому пласту при достижении вышеуказанного показателя уменьшения приемистости. При этом после каждого полуцикла закачки воды сразу после остановки скважины осуществляют депрессионно-репрессионное воздействие на пласты.

При уменьшении приемистости пласта на 40% за 1-5 сут.осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 5 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 6 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 6-15 сут.осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 12 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 5 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 16-30 сут.осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 22 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 31 и более сут.осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 30 сут.с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт. (см. таблицу).

Таблица. Продолжительность периода полуцикла закачки и остановки, количества депрессионно-репрессионных воздействий

Продолжительность времени (сут), за которое происходит уменьшение приемистости пласта на 40% Период полуцикла закачки и остановки, сут Количество депрессионно-репрессионных воздействий между полуциклами закачки, шт 1-5 5 6 6 -15 12 5 16-30 22 3 от 31 и более 30 3

Таким образом период полуцикла циклического режима закачки воды (непрерывного периода работы нагнетательной скважины) и остановки нагнетательной скважины может варьироваться от 5 до 30 сут и выбирается в зависимости от продолжительности (в сут) уменьшения приемистости наименее проницаемого пласта на 40%.

После проведения полуцикла закачки воды в скважину, сразу после ее остановки, производят депрессионно-репрессионное воздействие, за счет которого будет производиться вынос кольматанта с призабойной зоны пласта и его извлечение в автоцистерну или осаждение в зумпф. Для этого используют насосный цементировочный агрегат (ЦА) с диаметром поршней не менее 125 мм, который подключают к скважине. Производят закачку воды (репрессионное воздействие) с ростом устьевого давления, не превышающего максимально допустимое давление на пласты. При этом репрессионное воздействие производят на максимальной производительности ЦА с контролем устьевого давления. Устьевое давление для девонских объектов может достигать 21,0 МПа, для нижнего и среднего карбона - 14,0 МПа.

Далее производят сброс давления в скважины до устьевого давления остановленной скважины, при этом время изменения давления между максимальным значением до начального устьевого не должно превышать 10 сек, таким образом происходит импульсное воздействие на пласты. За счет депрессионно-репрессионного воздействия происходит «встряхивание» пласта (вынос кольматанта) из призабойной зоны пласта. Это позволяет сохранить приемистость скважины, где менее проницаемые участки продолжают участвовать в разработке, повышается коэффициент извлечения нефти с участка. Применение данного способа также позволяет увеличить межремонтный период в 1,5 раза.

Данное депрессионно-репрессионного воздействие предлагается повторять в зависимости от продолжительности снижения приемистости наименее проницаемого пласта согласно табл.

Примеры практического применения.

Пример 1

Участок нагнетательной скважины №666 (приемистость 150 м³/сут при давлении 120 атм) имеет выработанность извлекаемых запасов 86% при средней обводненности реагирующих добывающих скважин 92%, коэффициент расчлененности - 1,5, проницаемость - 0,02 мкм², вязкость нефти до 300 мПа*с.При этом на нагнетательной скважине согласно профилю приемистости после освоения под закачку вода распределялась следующим образом: пласт "а" (песчаник)-80%, пласт 6 (алевролит) - 20%. Опытным путем определено, что уменьшение приемистости наименее проницаемого пласта «б» на 40% составляло 35 сут.

После первого полуцикла работы произвели нагнетание давления с помощью ЦА до 160 атм (максимально допустимое на пласты) и затем открытие задвижки и стравливание избыточного давления из скважины в приемную емкость (депрессионно-репрессионное воздействие). При этом объем стравливания составил 4,7 м³. Повторили процесс создания импульса еще два раза. Суммарный объем стравливания воды составил 12,4 м³. Далее скважина была оставлена на период остановки 30 сут.После запуска скважины в работу повторно провели исследование профиля приемистости, в результате которого уход жидкости в пласт "а" составил 80%, в пласт "б"- 20%. В результате предлагаемого способа удалось вернуть первоначальный профиль приемистости, обеспечить нефтеизвлечение из менее проницаемого пласта "б" и получить дополнительную добычу по участку 1,3 т/сут.

Пример 2

Участок нагнетательной скважины №777 (приемистость 100 м³/сут при давлении 130 атм) имеет выработанность извлекаемых запасов 85% при средней обводненности реагирующих добывающих скважин 90%, коэффициент расчлененности - 2,1, проницаемость - 0,015 мкм², вязкость нефти до 300 мПа*с.При этом на нагнетательной скважине согласно профилю приемистости, после освоения под закачку вода распределялась следующим образом: пласт «а» (песчаник) - 40%, пласт «б» (алевролит) - 20%, пласт «в» (песчаник) - 45%. Опытным путем определено, что уменьшение приемистости наименее проницаемого пласта «б» на 40% составляло 5 сут.

После первого полуцикла работы произвели остановку скважины и нагнетание давления с помощью ЦА до 175 атм (максимально допустимое на пласты) и затем открытие задвижки и стравливание избыточного давления из скважины в приемную емкость (депрессионно-репрессионное воздействие). При этом объем стравливания составил 5,1 м³. Повторили процесс создания импульса 5 раз. Суммарный объем стравливания воды составил 29,1 м³. Далее скважина была оставлена на период остановки 5 сут.

После запуска скважины в работу повторно провели исследование профиля приемистости, в результате которого уход жидкости в пласт пласт «а» (песчаник) - 40%, пласт «б» (алевролит) - 20%, пласт «в» (песчаник) - 45%. В результате предлагаемого способа удалось сохранить первоначальный профиль приемистости, обеспечить нефтеизвлечение из менее проницаемого пласта "б" и получить дополнительную добычу 1,9 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет сохранить фронт вытеснения, повысить эффективность нестационарного заводнения и увеличить межремонтный период скважин в 1,5 раза (проведение ремонта на восстановление приемистости).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения разрабатываемого участка за счет предотвращения кольматации низкопроницаемых пропластков, сохранение профиля приемистости и вытеснения нефти. В способе увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения выбирают участки для нестационарного заводнения с коэффициентом расчлененности от 1,5 и выше, проницаемостью не менее 0,001 мкм², вязкостью нефти до 300 мПа⋅с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам на участке не более 98% и превышающим показатель выработанности извлекаемых запасов по участку, с системой разработки участка - внутриконтурным заводнением, типом закачиваемой воды - пресная, сточная и минерализованная вода плотностью до 1,18 г/см³, содержащая средневзвешенные твердовзвешенные частицы до 50 мг/дм³, нефтепродукты до 60 мг/дм³, причем все скважины участка - нагнетательные и добывающие - представляют единую гидродинамическую систему. По результатам геофизических исследований определяют продолжительность уменьшения приемистости наименее проницаемого пласта на 40%. Затем определяют продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин после каждого полуцикла для депрессионно-репрессионного воздействия на пласты следующим образом: при уменьшении приемистости пласта на 40% за 1-5 сут осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 5 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 6 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 6-15 сут - в течение 12 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 5 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 16-30 сут - в течение 22 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 31 и более суток - в течение 30 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт. Депрессионно-репрессионное воздействие на пласты производят после проведения полуцикла закачки воды в скважину сразу после еe остановки. 1 табл., 2 пр.

Способ увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения, включающий определение параметров пластов продуктивного горизонта и продолжительности полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин, последующую циклическую закачку воды и остановку нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: коэффициент расчлененности, проницаемость, вязкость нефти, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке и выработанность извлекаемых запасов по участку, выбирают участки для нестационарного заводнения с коэффициентом расчлененности от 1,5 и выше, проницаемостью не менее 0,001 мкм², вязкостью нефти до 300 мПа⋅с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам на участке не более 98% и превышающим показатель выработанности извлекаемых запасов по участку, с системой разработки участка - внутриконтурным заводнением, типом закачиваемой воды - пресная, сточная и минерализованная вода плотностью до 1,18 г/см³, содержащая средневзвешенные твердовзвешенные частицы до 50 мг/дм³, нефтепродукты до 60 мг/дм³, все скважины участка - нагнетательные и добывающие - представляют единую гидродинамическую систему, по результатам геофизических исследований определяют продолжительность уменьшения приемистости наименее проницаемого пласта на 40%, затем определяют продолжительность полуциклов циклического режима закачки воды и остановки нагнетательных скважин после каждого полуцикла для депрессионно-репрессионного воздействия на пласты следующим образом: при уменьшении приемистости пласта на 40% за 1-5 сут осуществляют полуцикл циклического режима закачки воды в течение 5 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 6 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 6-15 сут - в течение 12 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 5 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 16-30 сут - в течение 22 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., при уменьшении приемистости пласта на 40% за 31 и более сут - в течение 30 сут с депрессионно-репрессионными воздействиями между полуциклами циклического режима закачки воды количеством 3 шт., депрессионно-репрессионное воздействие на пласты производят после проведения полуцикла закачки воды в скважину сразу после еe остановки следующим образом: насосный цементировочный агрегат с диаметром поршней не менее 125 мм подключают к скважине, производят репрессионное воздействие - закачку воды с ростом устьевого давления, не превышающего максимально допустимое давление на пласты, на максимальной производительности цементировочного агрегата с контролем устьевого давления, далее производят сброс давления в скважины до начального устьевого давления остановленной скважины, при этом время изменения давления между максимальным значением до начального устьевого не должно превышать 10 с.