Способ повышения нефтеотдачи пластов Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области повышения нефтеотдачи нефтяных залежей на поздней стадии разработки, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных из нефтяных или водонефтяных зон.

При разработке залежи (площади) на поздней стадии разработки в результате прокачки большого объема воды образуются промытые зоны в более проницаемых пропластках и менее проницаемые зоны, которые содержат большой объем нефти, остаются не охвачены. Вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Часть подвижных запасов углеводородного сырья (нефти) остается не извлеченной из пластовых сред.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин (Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. В.А. Еронин и др. М. 1973, с. 200). Способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет поддержания пластового давления.

Недостатком известного способа является неравномерность выработки залежи: закачиваемый агент, например, вода, движется по наиболее проницаемым пропласткам, а малопроницаемые пласты практически не вырабатываются.

Также известен способ разработки нефтяной залежи путем восстановления проницаемости пласта за счет излива воды через нагнетательные скважины (Труды ТатНИИ, вып.XIII, Л. 1969, с. 117-121).

Способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения объемов закачки воды в результате восстановления приемистости скважин, но не обеспечивает высокую нефтеотдачу.

Также известен способ заводнения нефтяного пласта (патент RU № 2079641, МПК E21В 43/22, опубл. 1997), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды и отбор нефти через добывающую скважину, перед закачкой в пласт рабочего агента в добывающую скважину закачивают 0,05-2,0 %-ный водный раствор порошкообразного сшитого полиакриламида, а в качестве рабочего агента используют оторочку из неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), например 0,05%-ного водного раствора неонола-12. Сущность данного способа состоит в том, что закачка в пласт через добывающую скважину полимергелевой системы позволяет создать гидроизолирующий экран для проникновения пластовых вод к добывающей скважине, что снижает обводненность добываемой продукции, а закачка в пласт через нагнетательную скважину 0,05%-ного водного раствора НПАВ приводит к более эффективному отмыву нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.

Недостатком данного способа является небольшая глубина проникновения и возможность проникать только в высокопроницаемые интервалы призабойной зоны пласта дисперсии сшитого полимера, что не исключает рост обводнения добываемой продукции, что повлечет к снижению нефтеотдачи.

Также известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 1724858, МПК Е21В 43/20, опубл. 07.04.1992), включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной. По безводной добыче нефти выбирают интенсивность начальной системы заводнения по приведенному соотношению. Изменяют интенсивность системы заводнения во времени в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения освоением скважин под закачку воды и обеспечивают оптимальную текущую интенсивность системы заводнения исходя из приведенного соотношения. Выбор вариантов и этапов перехода от одной интенсивности системы заводнения к другой предопределяется выбором системы заводнения с начальной интенсивностью.

Основным недостатком данного способа является то, что часть запасов нефти в низкопроницаемых слоях, зонах и блоках остается неохваченной нагнетаемой водой.

Также известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2487233, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2013), включающий отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 сут., из которых до 2 сут. осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины, при этом производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объёмы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы.

Недостатками способа являются большие затраты на добычу нефти, нерациональное использование оборудования.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2481465, МПК E21B 43/16, опубл. 10.05.2013), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 сут., из которых в течение 5 сут. каждые сутки в течение не более 8 ч выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 сут. производят закачку рабочего агента без прекращения закачки, при этом в добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.

Недостатком данного способа является снижение нефтеотдачи (коэффициента извлечения нефти) из-за того, что закачка и отбор продукции проводятся без учета свойств пласта.

Технической задачей является повышение нефтеотдачи на нефтяных залежах терригенного типа за счет перераспределения давления в ранее не охваченных вытеснением участках залежи.

Техническая задача решается способом повышения нефтеотдачи пластов, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины.

Новым является то, что через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент – воду с вязкостью от 1 мПа*с до 2 мПа*с, определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: пористость, проницаемость, вязкость, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке, показатель среднего суточного дебита нефти и выработанность извлекаемых запасов по участку, выбирают участок с пористостью от 12 % до 25 %, проницаемостью от 0,05 мкм² до 1,2 мкм², глубиной залегания продуктивных отложений от 650 до 1800 м по вертикали, средней нефтенасыщенной толщиной по скважинам участка не менее 1,5 м, расчлененностью вовлечённого в разработку разреза не выше 6,5, вязкостью жидких углеводородов не выше 200 мПа*с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам на участке не более 98 % и показателем выработанности извлекаемых запасов по участку для нефтяных зон - в интервале 60-95 % от начальных извлекаемых запасов, для водонефтяных зон – в интервале 25-80 % от начальных извлекаемых запасов, на котором на протяжении 6 месяцев наблюдается снижение показателя среднего суточного дебита нефти за счет увеличения обводненности, а суммарное снижение дебита по всем добывающим скважинам участка составляет не менее 2 т/сут, определяют первичное значение компенсации отборов жидкости закачкой, после чего на выбранном участке закачивают вытесняющий агент с вязкостью, превышающей вязкость предыдущего вытесняющего агента – воды, и составляющей как минимум 0,5 от вязкости нефти в объеме не менее 10 м³ на 1 метр пласта, после чего снова закачивают воду с вязкостью от 1 мПа*с до 2 мПа*с, при этом объем закачки выбирают с возможностью компенсации отборов жидкости закачкой по обрабатываемому участку в интервале от 75 % до 115 % от первичного значения компенсации отборов жидкости закачкой, но не ниже 70 % от объема отбираемой жидкости по участку продолжительностью как минимум 15 сут.

Способ повышения нефтеотдачи пластов осуществляют следующим образом.

На залежи, сложенной из нефтяных или водонефтяных зон, отбор жидкости осуществляют добывающими скважинами, пробуренными по проектной сетке вертикальными, наклонно-направленными или вертикальными, наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием. Закачку вытесняющего агента осуществляют через нагнетательные скважины, разбуренные по проектной сетке вертикальными, наклонно-направленными или вертикальными, наклонно-направленными скважинами с горизонтальным окончанием. Реализация способа производится для залежей жидких углеводородов в терригенных коллекторах, сложенных кварцевыми и полевошпатовыми песчаниками различной степени глинистости с цементом порового, пленочного или базального типов с покрышкой, представленной глинистыми минералами (каолинит, монтмориллонит и т.д.). Минеральный состав цемента с преобладанием глинистых и карбонатных компонентов.

На начальном этапе разработки залежь эксплуатируется на естественном режиме с последующей организацией системы поддержания пластового давления закачкой вытесняющего агента в пласт.

Поддержание пластового давления и вытеснение отбираемой жидкости осуществляется вытесняющим агентом с динамической вязкостью от 1 мПа*с до 2 мПа*с, в качестве которого может выступать вода различной степени минерализации, вплоть до 280 г/д³ и температурой от 6 до 35°C.

Определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: пористость, проницаемость, вязкость, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке, показатель среднего суточного дебита нефти и выработанность извлекаемых запасов по участку. Выбирают участок с пористостью (первичная, межзерновая) от 12 % до 25 %, размером залежи свыше 1,5 км², проницаемостью пород-коллекторов от 0,05 мкм² до 1,2 мкм², глубиной залегания продуктивных отложений от 650 до 1800 м по вертикали. Средняя нефтенасыщенная толщина по скважинам участка - не менее 1,5 м. Расчлененность вовлечённого в разработку разреза - не выше 6,5. Вязкость жидких углеводородов в пластовых условиях - не выше 200 мПа*с. В нагнетательных скважинах отсутствуют перетоки за эксплуатационной колонной из эксплуатируемых пластов за пределы объекта разработки либо величина перетока не превышает 30 %. Плотность сетки скважин от 10 до 50 га/скв. При этом среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке не превышает 98 %.

Показатель выработанности извлекаемых запасов для чисто нефтяных зон (ЧНЗ) соответствует интервалу 60-95 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), для водонефтяных зон (ВНЗ) – в интервале 25-80 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). При этом пластовое давление в зоне отбора снижается и составляет от 50 до 90 % от начального.

С учетом вышеуказанных условий производится анализ работы участка нагнетательной скважины с показателями работы реагирующих добывающих скважин на протяжении 6 месяцев. На выбранном участке на протяжении 6 месяцев наблюдается динамика снижения показателя среднего суточного дебита нефти за счет увеличения обводненности, а суммарное снижение дебита по всем добывающим скважинам участка составляет не менее 2 т/сут.

Определяют первичное значение компенсации отборов жидкости закачкой за анализируемый период (6 месяцев).

Производят изменение вязкости вытесняющего агента, закачиваемого в нагнетательные скважины и соответствующего критериям участка разработки. Увеличивают вязкость вытесняющего агента до уровня как минимум в 0,5 раз превышающей вязкость нефти разрабатываемого объекта в поверхностных условиях. Увеличение вязкости, т.е. загущение, осуществляют любыми известными гелеобразующими составами, например, гидрофобно-эмульсионный раствор, гидрофобно-эмульсионный состав модифицированный, микрогелевый состав и т.п. (на гелеобразующие составы авторы не претендуют) и закачивают в нагнетательные скважины. Закачку вытесняющего агента повышенной вязкости производят в объеме не менее 10 м³ на 1 метр пласта, вскрытого перфорацией (по вертикали). Давление закачки вытесняющего агента повышенной вязкости производят при давлениях нагнетания, составляющих до 180 атм на девонские объекты и 140 атм на сернистые объекты разработки. В результате закачки вышеуказанного агента происходит его размещение (проникновение) в наиболее проницаемые области продуктивного коллектора на удалении от ствола скважины.

После оторочки закачанного вытесняющего агента повышенной вязкости переходят на закачку вытесняющего агента предыдущей вязкости, например, воды. Т.е. происходит снижение вязкости вытесняющего агента до первоначальных значений. При этом объем закачки выбирают таким образом, чтобы компенсация отборов жидкости закачкой по обрабатываемому участку находилась в интервале от 75 % до 115 % от первичных значений компенсаций отборов жидкости закачкой, но при этом не ниже 70 % от объема отбираемой жидкости по участку продолжительностью как минимум 15 сут. Регулирование компенсации производят не за счет изменения величины непрерывного потока, а за счет дискретных порций вытесняющего агента с моментальным расходом (не менее 85 % от среднего значения мгновенного расхода последнего месяца до обработки) Значение компенсации при этом регулируется временем работы скважины (не менее 15 сут), а не мгновенным расходом закачки.

В результате закачки вытесняющего агента повышенной вязкости происходит перераспределение давления в ранее не полностью охваченных вытеснением участках залежи, при этом изменяются показатели занимаемого объема. При поступлении последующей порции вытесняющего агента (предыдущей вязкости) дополнительно вытесненный пластовый флюид транспортируется к забоям добывающих скважин, как в область стягивания, с последующим отражением в динамике обводненности окружающих добывающих скважин (наблюдается снижение обводненности добываемой жидкости). Далее проводится оценка изменения показателей работы реагирующих добывающих скважин по соотношению показателей добычи нефти, воды, жидкости.

Примеры практического применения.

Пример 1

Залежь эксплуатировалась 15 лет. Осуществлялась закачка воды вязкостью 1 мПа*с в нагнетательные скважины, минерализацией 100 г/д³. На залежи выбрали участок со средней пористостью 19 % и проницаемостью 0,95 мкм², представленный терригенным девоном на глубине залегания 1800 м, с расчлененностью вовлечённого в разработку разреза 6,5. Средняя нефтенасыщенная толщина участка 3,5 м. Участок представлен водонефтяной зоной (ВНЗ) и текущим отбором 50 % от НИЗ с текущим пластовым давлением 119 атм (при начальном 170 атм). Участок представлен 1 нагнетательной скважиной и 3 добывающими. В течение 6 месяцев зафиксировано суммарное снижение дебита по добывающим скважинам на 2 т/сут за счет увеличения среднего процента обводненности с 15 % до 75 %. Компенсация отбора добываемой жидкости закачкой составляет 105 % при среднем мгновенном расходе 100 м³/сут. С учетом толщины пласта 3,5 м рассчитали необходимый объем вытесняющего агента повышенной вязкости (вязкость нефти 17,8 мПа*с) Подготовили с помощью гидрофобно-эмульсионного раствора вытесняющий агент повышенной вязкости 8,9 мПа*с. Закачали 35 м³ вытесняющего агента при давлении 160 атм. После этого произвели запуск под закачку ранее закачиваемой воды вязкостью 1 мПа*с с обеспечением закачки с мгновенным расходом 85 м³/сут и при компенсации отборов закачки 70 % (75 % от первичного значения компенсации) за счет времени работы 25 сут. в месяц и 5 сут. в простое. В течение 6 месяцев после проведения закачки дебит нефти вырос на 3,4 т/сут за счет снижения средней обводненности с 75 % до 57 %, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти на 15 % по отношению в первоначальному.

Пример 2

Залежь эксплуатировалась 20 лет. Осуществлялась закачка воды вязкостью 2 мПа*с и минерализацией 280 г/д³ в нагнетательные скважины. На залежи выбрали участок со средней пористостью 12 % и проницаемостью 0,05 мкм², представлен терригенным девоном на глубине залегания 650 м, с расчлененностью вовлечённого в разработку разреза 2,5. Средняя нефтенасыщенная толщина участка 3 м. Участок представлен нефтяной зоной (ЧНЗ) и текущим отбором 60 % от НИЗ. С текущим пластовым давлением 100 атм (при начальном 150 атм). Участок представлен 1 нагнетательной скважиной и 2 добывающими. В течение 6 месяцев зафиксировано суммарное снижение дебита по добывающим скважинам на 2 т/сут за счет увеличения обводненности с 30 % до 75 %. Компенсация отбора добываемой жидкости закачкой составляет 100 % со средним мгновенным расходом 75 м³/сут. С учетом толщины пласта 2 м рассчитан необходимый объем вытесняющего агента – воды повышенной вязкости в объеме 20 м³ (вязкость нефти 17,8 мПа*с) Подготовили вытесняющий агент повышенной вязкости 10,0 мПа*с с помощью микрогелевого состава. После подготовки необходимого объема вышеуказанного агента, была произведена его закачка при давлении 150 атм. После этого произвели запуск под закачку ранее закачиваемой воды вязкостью 2 мПа*с с обеспечением закачки с мгновенным расходом 70 м³/сут и при компенсации отборов закачки 78 % (78 % от первичного значения компенсации) за счет времени работы 15 сут. в месяц и 5 сут. в простое. В течение 6 месяцев после проведения закачки дебит нефти вырос на 2,4 т/сут за счет снижения средней обводненности с 75 % до 50 %, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти на 19 % по отношению к первоначальному.

Пример 3

Залежь эксплуатировалась 30 лет. Осуществлялась закачка воды (вязкостью 1,5 мПа*с и минерализацией 120 г/д³) в нагнетательные скважины. На залежи выбрали участок со средней пористостью 25 % и проницаемостью 1,2 мкм², представленный терригенными отложениями на глубине залегания 1100 м, с расчлененностью вовлечённого в разработку разреза 4,0. Средняя нефтенасыщенная толщина участка 1,5 м. Участок представлен водонефтяной зоной (ВНЗ) и текущим отбором 25 % от НИЗ. С текущим пластовым давлением 90 атм (при начальном 100 атм). Участок представлен 1 нагнетательной скважиной и 5 добывающими. В течение 6 месяцев зафиксировано суммарное снижение дебита по добывающим скважинам на 4,5 т/сут за счет увеличения обводненности с 45 % до 98 %. Компенсация отбора добываемой жидкости закачкой составляет 120 % со средним мгновенным расходом 250 м³/сут. С учетом толщины пласта 1,5 м рассчитан необходимый объем вытесняющего агента – воды повышенной вязкости в объеме 15 м³ (вязкость нефти 97,2 мПа*с) Подготовили вытесняющий агент повышенной вязкости 72,3 мПа*с с помощью полимерного гелеобразующего состава. После подготовки необходимого объема вышеуказанного агента, была произведена его закачка при давлении 100 атм. После этого произвели запуск под закачку ранее закачиваемой воды вязкостью 1,5 мПа*с с обеспечением закачки с мгновенным расходом 431 м³/сут. и при компенсации отборов закачки 138 % (115 % от первичного значения компенсации) за счет времени работы 20 сут. в месяц и 10 сут. в простое. В течение 6 месяцев после проведения закачки дебит нефти вырос на 5,5 т/сут. за счет снижения средней обводненности с 98 % до 65 %, что позволило увеличить коэффициент извлечения нефти на 28 % по отношению к первоначальному.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачку вытесняющего агента - воду с вязкостью от 1 мПа⋅с до 2 мПа⋅с, через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. При этом определяют параметры пластов продуктивного горизонта и выбирают участок для воздействия с учетом определенных параметров пласта. Определяют первичное значение компенсации отборов жидкости закачкой, после чего на выбранном участке закачивают вытесняющий агент с вязкостью, превышающей вязкость предыдущего вытесняющего агента – воды и составляющей как минимум 0,5 от вязкости нефти в объеме не менее 10 м³ на 1 метр пласта. После чего снова закачивают воду с вязкостью от 1 мПа⋅с до 2 мПа⋅с, при этом объем закачки выбирают с возможностью компенсации отборов жидкости закачкой по обрабатываемому участку в интервале от 75% до 115% от первичного значения компенсации отборов жидкости закачкой, но не ниже 70% от объема отбираемой жидкости по участку продолжительностью как минимум 15 сут. Обеспечивается повышение нефтеотдачи пластов.

Способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент – воду с вязкостью от 1 мПа⋅с до 2 мПа⋅с, определяют следующие параметры пластов продуктивного горизонта: пористость, проницаемость, вязкость, среднее значение обводненности по всем добывающим скважинам на участке, показатель среднего суточного дебита нефти и выработанность извлекаемых запасов по участку, выбирают участок с пористостью от 12% до 25%, проницаемостью от 0,05 мкм² до 1,2 мкм², глубиной залегания продуктивных отложений от 650 до 1800 м по вертикали, средней нефтенасыщенной толщиной по скважинам участка не менее 1,5 м, расчлененностью вовлечённого в разработку разреза не выше 6,5, вязкостью жидких углеводородов не выше 200 мПа⋅с, а также средним значением обводненности по всем добывающим скважинам на участке не более 98% и показателем выработанности извлекаемых запасов по участку для нефтяных зон - в интервале 60-95% от начальных извлекаемых запасов, для водонефтяных зон - в интервале 25-80% от начальных извлекаемых запасов, на котором на протяжении 6 месяцев наблюдается снижение показателя среднего суточного дебита нефти за счет увеличения обводненности, а суммарное снижение дебита по всем добывающим скважинам участка составляет не менее 2 т/сут, определяют первичное значение компенсации отборов жидкости закачкой, после чего на выбранном участке закачивают вытесняющий агент с вязкостью, превышающей вязкость предыдущего вытесняющего агента - воды и составляющей как минимум 0,5 от вязкости нефти в объеме не менее 10 м³ на 1 метр пласта, после чего снова закачивают воду с вязкостью от 1 мПа⋅с до 2 мПа⋅с, при этом объем закачки выбирают с возможностью компенсации отборов жидкости закачкой по обрабатываемому участку в интервале от 75% до 115% от первичного значения компенсации отборов жидкости закачкой, но не ниже 70% от объема отбираемой жидкости по участку продолжительностью как минимум 15 сут.