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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти пластового типа в терригенных и/или карбонатных коллекторах с низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором (патент РФ №2304704, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.08.2007 г.), включающий определение давления и расхода закачки, при котором скважина начинает принимать закачку рабочего агента при установленных давлении и расходе через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В известном способе на первом этапе при минимальном расходе закачки рабочего агента 5-50 м³/сут и минимальном начальном давлении 2-4 МПа закачивают в скважину рабочий агент, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при минимальном расходе и давлении повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на втором этапе закачивают в скважину рабочий агент при повышенном давлении закачки, при сохранении минимального расхода рабочего агента, проводят технологическую выдержку при закрытой скважине и достигнутом в скважине давлении, циклы закачки при повышенном давлении и минимальном расходе повторяют до установления стабильных значений падения давления при выдержке, на третьем и последующих возможных циклах закачки и технологической выдержки повышение давления закачки при сохранении минимального расхода повторяют до достижения рабочего давления закачки рабочего агента, после чего постепенно повышают расход закачки рабочего агента при сохранении рабочего давления закачки до достижения максимально достижимого расхода порядка 50-100 м³/сут, достигнутый режим закачки рабочего агента используют при разработке нефтяной залежи.

Недостатком способа является низкое нефтеизвлечение из слабо- и низкопроницаемого коллектора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа (патент РФ № 2630318, МПК Е21В 43/18, опубл. от 07.09.2017 г., Бюл. № 25), включающий циклическое увеличение и уменьшение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, отбор продукции из добывающих скважин. Выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, в качестве рабочего агента применяют углекислый газ – СО₂, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)⋅Р_нач, где Р_нач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку СО₂ в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО₂, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)⋅Р_гор, где Р_гор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Р_нас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО₂ уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Р_нач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Р_нас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО₂ и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)⋅Р_нач, после завершения циклов закачку СО₂ прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.

Недостатком способа является низкое нефтеизвлечение из слабо- и низкопроницаемого коллектора.

Технической задачей предлагаемого способа является увеличение нефтеизвлечения из слабо- и низкопроницаемого коллектора.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу продукции через добывающие скважины.

Новым является тем, что осуществляют построение структурных карт и нефтенасыщенных толщин, выделяют зоны со слабо- и/или низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти, проводят гидродинамические исследования, замеры дебита, начального пластового давления Р_нач и вязкости нефти, в выделенных зонах при снижении пластового давления в добывающих скважинах в этих зонах до 70 % от начального, в нагнетательные скважины, пробуренные на средней глубине залегания продуктивного пласта, в которой контролируют добычу нефти, производят закачку углекислого газа - СО₂, продолжают нагнетание СО₂ до достижения давления 1,1⋅Р_нач, после чего закачку СО₂, проводят технологическую выдержку для равномерного распределения СО₂ по фронту и снижения вязкости вытесняемого флюида на 20-25 % от значения в начале разработки, затем ведут добычу из добывающих скважин, расположенных по утверждённой сетке выше не менее чем на 100 м нагнетательных, при забойном давлении не ниже давления насыщения в пласте, производят замеры добычи нефти, вязкости, расчёты коэффициента нефтеизвлечения в первом ряду добывающих скважин и при снижении в них пластового давления до начального повторяют цикл закачки СО₂.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурят добывающие и нагнетательные скважины согласно утвержденной сетке.

Осуществляют построение структурных карт и нефтенасыщенных толщин, выделяют зоны со слабо- и/или низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти. Проводят гидродинамические исследования, замеры дебита, начального пластового давления Р_нач и вязкости нефти. В выделенных зонах при снижении пластового давления в добывающих скважинах в этих зонах до 70 % от начального через нагнетательные скважины, пробуренные на средней глубине залегания продуктивного пласта, в которой контролируют добычу нефти, производят закачку углекислого газа - СО₂. Продолжают нагнетание СО₂ до достижения давления 1,1·Р_нач в добывающих скважинах, после чего закачку СО₂ прекращают. Проводят технологическую выдержку для равномерного распределения СО₂ по фронту и снижения вязкости вытесняемого флюида на 20-25% от значения в начале разработки. Ведут добычу из добывающих скважин, расположенных по утверждённой сетке выше не менее чем на 100 м нагнетательных при забойном давлении не ниже давления насыщения в пласте. Производят замеры добычи нефти, вязкости, расчёты коэффициента нефтеизвлечения в первом ряду добывающих скважин и при снижении в них пластового давления до начального повторяют цикл закачки СО₂.

Пример конкретного применения.

На пластовой залежи в терригенных отложениях бобриковского горизонта по построенным структурным картам и нефтенасыщенных толщин, подстилаемой плотными породами 2 м, oбecпeчивaющeм в пробуренном фонде бeзвoдный пepиoд экcплyaтaции cквaжин, выбираем участок с проницаемостью пород до 2*10^-3 мкм², пористостью 0,19 д.ед, нефтенасыщенностью 0,86 д.ед., плотностью нефти 0,903 т/м³, вязкостью нефти 72 мПа*с и коэффициентом нефтеизвлечения 0,25д.ед.

Бурят на средней глубине залегания продуктивного пласта, в которой контролируют добычу нефти, нагнетательную скважину. Средняя глубина залегания продуктивного пласта в нагнетательных скважинах 1248 м. Контролируют добычу нефти из продуктивного пласта в эксплуатационном фонде скважин на средней глубине залегания 1148 м, проводят гидродинамические исследования, замеры дебита, пластового давления и вязкости нефти.

После периода эксплуатации пластовое давление в первом ряду добывающих скважин снизилось до 11 МПа относительно начального 15,5 МПа. В нагнетательную скважину начинают закачку СО₂, продолжают нагнетание 20 дней. При достижении пластового давления 17,1 МПа останавливают закачку. Проводят технологическую выдержку 7 дней, отбирают пробу нефти. Лабораторный анализ показал снижение вязкости до 58 мПа*с. Затем ведут добычу в призабойной зоне из добывающих скважин, расположенных в 300 м от нагнетательных, при забойном давлении 5,2 МПа не ниже давления насыщения в пласте.

Производят замеры добычи нефти (дебит скважины повысился с 10 т/сут до 25 т/сут, средний – 23 т/сут), вязкости, расчёты коэффициента нефтеизвлечения в первом ряду добывающих скважин и при снижении в них пластового давления до начального повторяют цикл закачки СО₂.

Скважина работала 31 день, средний дебит её составил 42 т/с, максимальный перед остановкой нагнетательной скважины – 45 т/сут. Отбирают пробу пластового флюида, результат по вязкости 46 мПа*с в той же ближайшей добывающей скважине в 300 м от нагнетательной. Отобрано за 51 день эксплуатации 1762 тонн. Таким образом, коэффициент извлечения увеличился с 0,25 до 0,35 доли ед. С прежним коэффициентом добыча составила бы 1258 т, на 504 т. меньше.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеизвлечение из слабо- и низкопроницаемого коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти пластового типа в терригенных и/или карбонатных коллекторах с низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти. Техническим результатом является увеличение нефтеизвлечения из слабо- и низкопроницаемого коллектора. Заявлен способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу продукции через добывающие скважины. При этом осуществляют построение структурных карт и нефтенасыщенных толщин, выделяют зоны со слабо- и/или низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти, проводят гидродинамические исследования, замеры дебита, начального пластового давления Р_нач и вязкости нефти в выделенных зонах. При снижении пластового давления в добывающих скважинах в этих зонах до 70% от начального в нагнетательные скважины в пониженных частях структуры, пробуренные на средней глубине залегания продуктивного пласта, в которой контролируют добычу нефти, производят закачку углекислого газа - СО₂. Нагнетание СО₂ продолжают до достижения давления 1,1⋅Р_нач. После чего закачку СО₂ прекращают, проводят технологическую выдержку для равномерного распределения СО₂ по фронту и снижения вязкости вытесняемого флюида на 20-25% от значения в начале разработки. Затем ведут добычу из добывающих скважин, расположенных по утверждённой сетке выше не менее чем на 100 м нагнетательных при забойном давлении не ниже давления насыщения в пласте. Производят замеры добычи нефти, вязкости, расчёты коэффициента нефтеизвлечения в первом ряду добывающих скважин и при снижении в них пластового давления до начального повторяют цикл закачки СО₂.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и добычу продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что осуществляют построение структурных карт и нефтенасыщенных толщин, выделяют зоны со слабо- и/или низкопроницаемым коллектором и/или повышенной вязкостью нефти, проводят гидродинамические исследования, замеры дебита, начального пластового давления Р_нач и вязкости нефти в выделенных зонах, при снижении пластового давления в добывающих скважинах в этих зонах до 70% от начального в нагнетательные скважины в пониженных частях структуры, пробуренные на средней глубине залегания продуктивного пласта, в которой контролируют добычу нефти, производят закачку углекислого газа - СО₂, продолжают нагнетание СО₂ до достижения давления 1,1⋅Р_нач, после чего закачку СО₂ прекращают, проводят технологическую выдержку для равномерного распределения СО₂ по фронту и снижения вязкости вытесняемого флюида на 20-25% от значения в начале разработки, затем ведут добычу из добывающих скважин, расположенных по утверждённой сетке выше не менее чем на 100 м нагнетательных при забойном давлении не ниже давления насыщения в пласте, производят замеры добычи нефти, вязкости, расчёты коэффициента нефтеизвлечения в первом ряду добывающих скважин и при снижении в них пластового давления до начального повторяют цикл закачки СО₂.