Способ увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 

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 слабопроницаемой перемычкой.

Известен способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии (патент RU № 2209947, МПК Е21В 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 Е21В 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.

Также известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2336413, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.10.2008), включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, при этом каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление, при этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины.

Известный способ воспроизводим на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом. При таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей.

Наиболее близким является способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2540718, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.02.2015), включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, причем проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния.

Недостатком способа является достаточно трудоемкая последовательность осуществления способа, включающая анализ и построение графиков, как следствие, сложность разработки месторождения, а также недостаточно высокое нефтеизвлечение.

Технической задачей является увеличение нефтеизвлечения за счет изменения фронта вытеснения и вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

Техническая задача решается способом увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включающим определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины.

Новым является то, что дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи, разбуренный по проектной сетке скважин, где отборы осуществляются посредством механизированной добычи из добывающих скважин с остаточными извлекаемыми запасами нефти по участку залежи не менее 3000 т при отборе извлекаемых запасов не более 90 %, средним значением коэффициента расчлененности по эксплуатационному участку залежи более не менее 1,25, средним пластовым давлением на добывающих скважинах менее 0,7 от начального пластового давления на участке залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26, с абсолютной проницаемостью продуктивных пропластков, отличающихся более чем в 1,2 раза, типом закачиваемой воды - вода поверхностных водоисточников с минерализацией от 0,2 г/л до 285 г/л, производят увеличение забойного давления в нагнетательных скважинах как минимум в 1,2 раза от среднего значения забойного давления за последний месяц до увеличения пластового давления на участке залежи на величину от 20 % до 80 % в течение 1 – 6 месяцев, но не более чем на 20 % от начального пластового давления на участке залежи, далее производят увеличение депрессии в призабойной зоне добывающих скважин за счет снижения забойного давления до значения 40-50 атм для терригенного девона и до 20-30 атм для терригенного карбона.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

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. Заводнение вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения ведет к образованию целиков нефти, обойденных водой. Часть подвижных запасов углеводородного сырья остается не извлеченной из пластовых сред.

Осуществляют разбуривание участка залежи по проектной сетке нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов, значения забойного давления нагнетания и пластового давления. Производят эксплуатацию залежи на естественном режиме, отборы осуществляют посредством механизированной добычи из добывающих скважин, закачку рабочего (вытесняющего) агента производят через нагнетательные скважины. В пределах разреза пласты-коллекторы разделены глинистой непроницаемой или заглинизированной слабоопроницаемой перемычкой, продуктивный коллектор сложен терригенными породами, преимущественно полимиктовыми песчаниками грауваккового типа.

При реализации предлагаемого способа дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту. На поздней стадии разработки выбирают участок разрабатываемой залежи, разбуренный по проектной сетке скважин (либо с последующим её уплотнением дополнительным бурением). Критериями при выборе участка залежи являются следующие характеристики: остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи - не менее 3000 т при отборе извлекаемых запасов не более 90 %, коэффициент расчлененности по эксплуатационному участку залежи составляет более 1,25, наличие на участке залежи не менее двух скважин добывающего фонда, находящихся в эксплуатации, среднее пластовое давление на добывающих скважинах - менее 0,7 от начального пластового давления на участке залежи, средняя пористость продуктивных отложений по скважинам - от 0,12 до 0,26, абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается более чем в 1,2 раза.

На первоначальном этапе разработки производят эксплуатацию участка залежи на естественном режиме до снижения уровня пластовой энергии (на практике обычно 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 качестве рабочего агента для вытеснения используют низкоминерализованную воду поверхностных водоисточников (речная сеть, подрусловые водозаборы и т.д.), специально добываемую пластовую воду и подтоварную воду с объектов подготовки нефти. Минерализация закачиваемого агента от 0,2 г/л до 285 г/л. Допускается последующее уплотнение сетки скважин сверх предусмотренного проектом.

Производят увеличение забойного давления в нагнетательных скважинах как минимум в 1,2 раза от среднего значения забойного давления за последний месяц до увеличения пластового давления на участке залежи на величину от 20 % до 80 % в течение 1-6 месяцев, но не более 20 % от начального пластового давления на участке залежи. Т.е. на выбранном участке залежи повышают забойное давление в нагнетательных скважинах, соответственно повышают объем закачки вытесняющего агента. Данный режим закачки воды в многопластовые объекты приводит к расширению интервала приемистости работающих пластов и вовлечению в разработку новых, ранее не охваченных зон.

Далее производят увеличение депрессии в призабойной зоне добывающих скважин за счет снижения забойного давления до значения 40-50 атм для терригенного девона и до 20-30 атм для терригенного карбона. Соответственно это приводит к увеличению отбора добываемой жидкости (нефти).

Благодаря приведению участка залежи в вышеуказанный режим работы в неоднородных обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, низкопронаицемые пропластки, увеличивается нефтеизвлечение. Данный способ является мощным стимулом интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи.

Пример 1.

Участок терригенного девона представлен одной нагнетательной и двумя добывающими скважинами с остаточными запасами 3000 т (при отборе извлекаемых запасов 90 %), коэффициентом расчлененности 1,25. Среднее пластовое давление - 120 атм (при начальном 175 атм), средняя пористость - 0,12. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,3 раза, закачка производится водой с минерализацией 0,2 г/л. На нагнетательной скважине повысили забойное давление в 1,2 раза (со среднего значения забойного давления за последний месяц 250 атм до 300 атм) за счет увеличения пластового давления на 20 % в течение 6 месяцев (путем увеличения давления нагнетания и соответственно объема закачки)., пластовое давление повышается с 120 атм до 144 атм. После этого на двух добывающих скважинах произвели увеличение депрессии за счет снижения на добывающих скважинах забойного давления до 40 атм (путем повышения отбора добываемой жидкости). В результате получили прирост дебита нефти на 4 т/сут.

Пример 2.

Участок терригенного карбона представлен одной нагнетательно и четырьмя добывающими скважинами с остаточными запасами 10500 т (при отборе извлекаемых запасов 50 %), коэффициентом расчлененности 1,5. Среднее пластовое давление - 105 атм (при начальном 175 атм), средняя пористость - 0,26. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,4 раза, закачка производится водой с минерализацией 285 г/л. На нагнетательной скважине повысили забойное давление в 1,5 раза (со среднего значения забойного давления за последний месяц 240 атм до 360 атм) за счет увеличения пластового давления на 80 % в течение 1 месяца (путем увеличения давления нагнетания и соответственно объема закачки), пластовое давление повышается со 105 атм до 189 атм. После этого на двух добывающих скважинах произвели увеличение депрессии за счет снижения на добывающих скважинах забойного давления до 30 атм (путем повышения отбора добываемой жидкости). В других примерах практического применения для терригенного карбона производили увеличение забойного давления до 20 и 25 атм. В результате получили прирост дебита нефти на 7 т/сут.

Пример 3.

Участок терригенного девона представлен одной нагнетательно и тремя добывающими скважинами с остаточными запасами 7500 т (при отборе извлекаемых запасов 73 %), коэффициентом расчлененности 1,4. Среднее пластовое давление - 140 атм (при начальном 175 атм), средняя пористость - 0,20. При этом абсолютная проницаемость продуктивных пропластков отличается в 1,25 раза, закачка производится водой с минерализацией 0,17 г/л. На нагнетательной скважине повысили забойное давление в 1,3 раза (с 250 атм до 325 атм) за счет увеличения пластового давления на 50 % в течение 3 месяцев (путем увеличения давления нагнетания и соответственно объема закачки), пластовое давление повышается со 140 атм до 210 атм. После этого на добывающей скважине произвели увеличение депрессии за счет снижения на добывающих скважинах забойного давления до 50 атм (путем повышения отбора добываемой жидкости). В других примерах практического применения для терригенного девона производили увеличение забойного давления до 45 атм. В результате получили прирост дебита нефти на 3,5 т/сут.

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 слабопроницаемой перемычкой. Способ увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. Дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи, разбуренный по проектной сетке скважин, где отборы осуществляются посредством механизированной добычи из добывающих скважин с остаточными извлекаемыми запасами нефти по участку залежи не менее 3000 т при отборе извлекаемых запасов не более 90 %, средним значением коэффициента расчлененности по эксплуатационному участку залежи не менее 1,25, средним пластовым давлением на добывающих скважинах менее 0,7 от начального пластового давления на участке залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26, с абсолютной проницаемостью продуктивных пропластков, отличающихся более чем в 1,2 раза, типом закачиваемой воды – вода поверхностных водоисточников с минерализацией от 0,2 до 285 г/л, производят увеличение забойного давления в нагнетательных скважинах как минимум в 1,2 раза от среднего значения забойного давления за последний месяц до увеличения пластового давления на участке залежи на величину от 20 до 80 % в течение 1-6 месяцев, но не более чем на 20 % от начального пластового давления на участке залежи, далее производят увеличение депрессии в призабойной зоне добывающих скважин за счет снижения забойного давления до значения 40-50 атм для терригенного девона и до 20-30 атм для терригенного карбона. Благодаря приведению участка в вышеуказанный режим работы в неоднородных обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, низкопроницаемые пропластки, увеличивается нефтеизвлечение. Данный способ является мощным стимулом интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. 3 пр.

Способ увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи, разбуренный по проектной сетке скважин, где отборы осуществляются посредством механизированной добычи из добывающих скважин с остаточными извлекаемыми запасами нефти по участку залежи не менее 3000 т при отборе извлекаемых запасов не более 90 %, средним значением коэффициента расчлененности по эксплуатационному участку залежи не менее 1,25, средним пластовым давлением на добывающих скважинах менее 0,7 от начального пластового давления на участке залежи, средней пористостью продуктивных отложений по скважинам от 0,12 до 0,26, с абсолютной проницаемостью продуктивных пропластков, отличающихся более чем в 1,2 раза, типом закачиваемой воды – вода поверхностных водоисточников с минерализацией от 0,2 до 285 г/л, производят увеличение забойного давления в нагнетательных скважинах как минимум в 1,2 раза от среднего значения забойного давления за последний месяц до увеличения пластового давления на участке залежи на величину от 20 до 80 % в течение 1-6 месяцев, но не более чем на 20 % от начального пластового давления на участке залежи, далее производят увеличение депрессии в призабойной зоне добывающих скважин за счет снижения забойного давления до значения 40-50 атм для терригенного девона и до 20-30 атм для терригенного карбона.