Способ разработки нефтяной залежи Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B43/17 C09K8/58 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии разработки.

Известен способ разработки слоистой нефтяной залежи (патент RU № 2513955, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.04.2014 Бюл. № 11), включающий разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в нефтяном пласте высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком, причем нагнетательные и добывающие скважины бурят на всю толщину нефтяного пласта, в процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции, по каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности, по результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности и осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками, а затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта, при этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти как минимум до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта, и осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность, так как высокопроницаемые пропластки с остаточной нефтью после реализации способа не используют для добычи, и большие затраты на реализацию из-за необходимости строительства дополнительных боковых стволов на низкопроницаемые пропластки.

Известен также способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2335627, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.10.2008 Бюл. № 28), включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, перевод обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, выбор добывающей скважины, первой отреагировавшей на закачку преждевременным прорывом закачиваемых вод, ограничение отбора в выбранной скважине вплоть до полной остановки скважины и при отсутствии снижения обводненности перевод скважины в нагнетательную, отличающийся тем, что объем закачки воды в нагнетательную скважину, от которой обводнилась переведенная под нагнетание добывающая скважина, распределяют равномерно на обе указанные скважины при сохранении баланса объема закачиваемой воды в нагнетательные скважины и отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность, так как при переводе обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные исключает из добычи низкопроницаемые нефтеносные участки около этих скважин.

Наиболее близким является способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2279540, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2006 Бюл. № 1), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды, отличающийся тем, что используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %:

ПАА 0,1 - 0,5 Сшиватель - ацетат хрома 0,01 - 0,05 Вода Остальное

а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, - водный раствор состава, %:

Неионогенное ПАВ 1,0 - 5,0 Хлористый кальций 1,5 - 3,5 Вода Остальное

Основным недостатком данного способа является низкая эффективность, так как закачка полимера только в нагнетательные скважины без снижения уровня жидкости в обводнившихся добывающих скважинах, что приводит к изоляции высокопроницаемых участков пласта с еще не выработавшимися запасами нефти.

Техническим результатом является создание способа разработки нефтяной залежи, позволяющего повысить эффективность изоляции водонасыщенных высокопроницаемых зон залежи за счет снижения уровня в добывающих обводнившихся скважинах и закачки изолирующих воду полимеров только в нагнетательные скважины гидродинамически связанные с этими добывающими скважинами.

Техническим решением является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание продуктивного пласта залежи сеткой скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, закачку водоизолирующего полимерного состава в нагнетательные скважины.

Новым является то, что по мере выработки залежи выявляют как минимум одну добывающую скважину с обводнением продукции на пределе рентабельности – 85–97%, гидродинамическими исследованиями определяют добывающие скважины и нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой скважиной, после чего последовательно отключают от работы добывающие скважины, расположенные вокруг выбранной добывающей скважины, затем производят последовательно отключение нагнетательных скважин, расположенных вокруг выбранной добывающей скважины, повышают отбор из выявленной скважины на 12–19% от среднесуточного отбора до максимального снижения пластового давления, но не ниже максимально допустимого, приводящего к разрушению структуры пласта, после чего в гидродинамически связанные с этой скважиной нагнетательные скважины закачивают водоизолирующий полимерный состав в пропорции прямо пропорциональной гидравлической связи с этой добывающей скважиной и суммарным объемом 1,3–1,5 раза большем, чем объем отбираемой после повышения жидкости из выявленной добывающей скважины, до повышения давления закачки от начального в 1,1–1,2 раза, после чего закачку вытесняющего агента в эти нагнетательные скважины прекращают, а отбор продукции из добывающих скважин после технологической выдержки продолжают.

Способ разработки нефтяной залежи реализуют в следующей последовательности.

Разведанную залежь с продуктивным пластом разбуривают сеткой скважин (треугольной, квадратной или равномерно-переменной), определённой технологами (авторы на это не претендуют). Производят закачку вытесняющего агента (вода, минерализованная вода, техническая вода, пар или т.п.) для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины, а отбор продукции – из добывающих скважин с контролем обводненности продукции. Анализом кернов из продуктивного пласта, полученного при бурении скважин, определяют максимально допустимое значение, при котором происходит разрушение структуры пласта («схлопывание» пласта) и нивелирование его коллекторских свойств. При повышении обводненности в одной из скважин выше уровня рентабельности (на практике – это 85 – 97%) проводят ряд геофизических исследований для определения скважин, гидродинамически связанных с этой выявленной обводнившейся добывающей скважиной. Сначала последовательно отключают от работы другие добывающие скважины, расположенные вокруг этой добывающей скважины. Добывавшие скважины, после отключения которых изменяется пластовое давление (уровень жидкости) в обводнившейся добывающей скважине, считают гидродинамически связанными с этой скважиной. Затем производят последовательно отключение нагнетательных скважин, расположенных вокруг этой добывающей скважины. Нагентательные скважины, после отключения которых изменяется пластовое давление (уровень жидкости) в обводнившейся добывающей скважине, считают гидродинамически связанными с этой скважиной. Не связанные гидлродинамически добывающие и нагнетательные скважины продолжают работать в обычном режиме. Гидродинамически связанные нагнетательные скважины последовательно отключают, после чего в обводнившейся добывающей скважине измеряют скорость восстановления уровня жидкости, строя кривую восстановления уровня жидкости (КВУ), для определения влияния соответствующих нагнетательных скважин на эту добывающую скважину. В зависимости от скорости восстановления КВУ в этой добывающей скважине определяют величину гидродинамической связи: чем быстрее восстанавливается уровень жидкости, тем меньше гидродинамическая связь, то есть влияние (гидродинамическая связь) соответствующей нагнетательной скважины прямо пропорционально времени КВУ.

Затем останавливают работу всех гидродинамически связанных скважин для повышения в них призабойного давления до пластового, а из обводившейся добывавшей скважины повышают отбор из выявленной скважины на 12–19% (от среднесуточного отбора для снижения в районе скважины пластового давления до максимального возможного (повышением продуктивности спущенного в добывающею скважину насосного оборудования или заменой его в скважине на более продуктивное), но не ниже максимально допустимого, что контролируется уровнем жидкости в скважине. Для гарантированного попадания параметров отбора в предел увеличения на 12–19% рекомендуется устанавливать увеличение на 15% с учетом погрешности при закачке и точности измерений, так как выход за этот предел, исходя из практики использования на месторождениях Республики Татарстан (РТ), может исключить снижение уровня жидкости до максимального или резкого перехода ниже максимально допустимого, что является нежелательным и может привести к снижению эффективности способа или «схлопыванию» пласта соответственно. После чего в гидродинамически связанные с этой добывающей скважиной нагнетательные скважины закачивают водоизолирующий полимерный состав (на состав и способ приготовления авторы не претендуют, так как это определяют технологи для каждого соответствующего продуктивного пласта) в пропорции прямо пропорциональной гидравлической связи с этой добывающей скважиной и суммарным объемом 1,3–1,5 раза большем, чем объем отбираемой после повышения жидкости из выявленной добывающей скважины, до повышения давления закачки от начального в 1,1–1,2 раза, после чего закачку в нагнетательные скважины прекращают. Так как в других добывающих скважинах уровень равен пластовому, а в выбранной добывавшей скважине – он понижен, то создается преобладающий перепад давлений между нагнетательными скважинами и обводившейся добывающей скважиной, куда направляется основной поток полимерного водоизолирующего состава в соответствии с влиянием соответствующих нагнетательных скважин на обводненность. При этом высоко проницаемые и обводненные (с содержанием воды 85% и выше) участки пласта, по которым происходит основной приток рабочего агента (воды) из нагнетательных скважин в обводившуюся добывающую скважину заполняется водоизолирующим полимерным составом, кольматируя их и вызывая повышение давления закачки без кольматации остальных нефтеносных участков пласта. Погрешность с объемом закачки и повышением давления связаны с погрешностью насосного оборудования и пределом точности измерений в скважинных условиях при работе насосного оборудования, эти пределы выбраны эмпирическим путем для сохранения целостности пласта и эффективности водоизоляции. После технологической выдержки, для фиксации в пласте и полного реагирования полимерного состава, продолжают эксплуатацию всех добывающих и нагнетательных скважин в обычном режиме.

Пример контентного выполнения.

Участок терригенной залежи РТ с продуктивным пластом разбуривают по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 м. Осуществляют отбор продукции из добывающих скважин, закачу агента в две нагнетательные скважины. В одной из добывающих скважин с дебитом жидкости 63 м³/сут обводненность повысилась до 93% - уровня рентабельности для данного пласта. После гидродинамических исследований определили семь добывающих скважин гидродинамически связанных с этой добывающей скважиной, и две нагнетательные скважины, причем первая влияла (исходя из времени КВУ) на 82%, а вторая – 18%. Гидродинамически связанные скважины останавливают на период, а в обводившейся добывающей скважине повысили отбор продукции до 73 м³/сут (повышение отбора ≈16%), при котором текущее пластовое давление в скважине-кандидате станет 5,5 МПа (5,4 МПа максимально допустимое давление). При достижении текущего пластового давления в пласте (5,5 МПа) начинают закачку в две нагнетательные скважины полимера с потокоотклоняющими (водоизоляционными) свойствами объемом 97 м³/сут (в 1,32 раза выше отбора): в первую – 79,5 м³/сут (≈82%), а во вторую– 16,5 м³/сут (≈18%) и забойным давлением 12 МПа. При достижении забойного давления 14 МПа (повышение в ≈1,17) сначала в первой, а потом и во второй добывающих скважинах, закачку в них полимерного состава соответственно прекратили, задавив из скважины в пласт остатки буферной жидкостью (минеральной водой). После технологической выдержки все остановленные скважины запустили в работу в обычном режиме нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта. Затраты полимера снизились на 1,3-1,8 раза по сравнению с аналогами, обводненность в выбранной ранее добывающей скважине снизилась до 78%, при добыче 61 м³/сут и не повышалась выше средней по данной залежи весь срок эксплуатации. Все это показывает эффективность водоизоляционных работ предлагаемого способа.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет повысить эффективность изоляции водонасыщенных высокопроницаемых зон залежи за счет снижения уровня в добывающих обводнившихся скважинах и закачки изолирующих воду полимеров только в нагнетательные скважины гидродинамически связанные с этими добывающими скважинами.

Изобретение относится к способу разработки нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водонасыщенных высокопроницаемых зон залежи. Способ включает разбуривание продуктивного пласта залежи сеткой скважин. Также включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Также способ включает отбор продукции из добывающих скважин и закачку водоизолирующего полимерного состава в нагнетательные скважины. По мере выработки залежи выявляют как минимум одну добывающую скважину с обводнением продукции на пределе рентабельности – 85-97%. Гидродинамическими исследованиями определяют добывающие скважины и нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой скважиной. После чего последовательно отключают от работы добывающие скважины, расположенные вокруг выбранной добывающей скважины. Затем производят последовательно отключение нагнетательных скважин, расположенных вокруг выбранной добывающей скважины. Также повышают отбор из выявленной скважины на 12-19% от среднесуточного отбора до максимального снижения пластового давления, но не ниже максимально допустимого, приводящего к разрушению структуры пласта. После чего в гидродинамически связанные с этой скважиной нагнетательные скважины закачивают водоизолирующий полимерный состав в пропорции, прямо пропорциональной гидравлической связи с этой добывающей скважиной, и суммарным объемом в 1,3-1,5 раза большим, чем объем отбираемой после повышения жидкости из выявленной добывающей скважины, до повышения давления закачки от начального в 1,1-1,2 раза. После чего закачку вытесняющего агента в эти нагнетательные скважины прекращают. Отбор продукции из добывающих скважин после технологической выдержки продолжают.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание продуктивного пласта залежи сеткой скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, закачку водоизолирующего полимерного состава в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что по мере выработки залежи выявляют как минимум одну добывающую скважину с обводнением продукции на пределе рентабельности – 85-97%, гидродинамическими исследованиями определяют добывающие скважины и нагнетательные скважины, гидродинамически связанные с этой скважиной, после чего последовательно отключают от работы добывающие скважины, расположенные вокруг выбранной добывающей скважины, затем производят последовательно отключение нагнетательных скважин, расположенных вокруг выбранной добывающей скважины, повышают отбор из выявленной скважины на 12-19% от среднесуточного отбора до максимального снижения пластового давления, но не ниже максимально допустимого, приводящего к разрушению структуры пласта, после чего в гидродинамически связанные с этой скважиной нагнетательные скважины закачивают водоизолирующий полимерный состав в пропорции, прямо пропорциональной гидравлической связи с этой добывающей скважиной, и суммарным объемом в 1,3-1,5 раза большим, чем объем отбираемой после повышения жидкости из выявленной добывающей скважины, до повышения давления закачки от начального в 1,1-1,2 раза, после чего закачку вытесняющего агента в эти нагнетательные скважины прекращают, а отбор продукции из добывающих скважин после технологической выдержки продолжают.