Способ разработки залежи нефти

Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа. Сущность изобретения: способ включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом осуществляют дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции. Эти методы со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин. На стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их. На заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом. 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к разработке залежи нефти, которая может быть представлена в большом многообразии - в виде нефтяной залежи, нефтегазовой, нефтегазоконденсатной, газонефтяной, водонефтяной, водонефтегазовой и пр. и, в частности, может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ разработки залежи нефти путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции (нефти, газа, воды) из добывающих скважин (см., например, А.П.Крылов и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений, М: Гостоптехиздат, 1962, 430 с. - 1).

Недостатком известного способа при его применении в сложнопостроенной залежи (с подошвенной водой, с газовой шапкой, с газовой шапкой и подошвенной водой одновременно) и в расчлененных пластах является его низкая эффективность.

В указанных типах залежей она обусловлена образованием в фильтрационном поле недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон: в расчлененных пластах - за счет их прерывистого строения, в сложнопостроенных залежах - в силу низкого фильтрационного сопротивления газовых и водонасыщенных зон, шунтирующих нефтенасыщенную зону.

Известен способ разработки сложнопостроенной залежи нефти, в которой для повышения эффективности нефтеизвлечения в совокупности скважин, гидродинамически связанных через водо- и/или газоносные по разрезу зоны, ограничивают связь стволов нагнетательных и/или добывающих скважин с водо- и/или газоносными по разрезу зонами, уменьшая тем самым отрицательный эффект шунтирования (см., например, пат. РФ №1825392, кл. Е21В 43/20, опубл. 30.06.1993 - 2).

Недостатками способа являются: узкий спектр геолого-физических условий его применения (сложнопостроенные залежи); невозможность полного устранения отрицательного эффекта шунтирования нефтенасыщенной зоны, поскольку за пределами призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин нефтенасыщенная зона контактирует с водо- и/или газоносными зонами; недостаточный набор надежных и эффективных технико-технологических мероприятий по его осуществлению.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из недренируемых и/или слабодренируемых зон залежи различного типа.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки залежи нефти включает выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1÷5 месяцев, и с периодичностью в 1,5÷2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5÷1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.

Кроме того:

на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины;

на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно;

на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными;

через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.

Сущность предложенного изобретения заключается в воздействии на залежь нефти системно (через добывающие и нагнетательные скважины) и комплексно (различными методами в зависимости от строения залежи и стадии ее разработки). Извлечение продукции - нефтеизвлечение из недренируемых и/или слабодренируемых зон интенсифицируют применением технико-технологических методов, повышающих проводимость нефтенасыщенных зон фильтрационного поля эксплуатационного объекта. Внутренние фильтрационные сопротивления добывающих и нагнетательных скважин уменьшают проведением обработок призабойных зон химическими, физическими, депрессионными, перфорационными, гидравлическими разрывами пласта (ГРП), в частности мини-ГРП-методами, а также воздействием на прискважинные зоны: выравнивание профиля приемистости, выравнивание фронта вытеснения, проводка боковых стволов, одновременно-раздельная добыча, одновременно-раздельная закачка. Внешние фильтрационные сопротивления уменьшают проведением массированных ГРП, зарезкой боковых стволов, закачкой большеобъемных оторочек химреагентов, строительством скважин сложного дизайна.

В сложнопостроенных залежах и пластах нормального строения с прорвавшимся в добывающие скважины закачиваемым агентом добычу нефти из слабодренируемых нефтенасыщенных зон интенсифицируют ограничением проводимости зон пласта, занятых вытесняющим агентом и/или балластными флюидами путем проведения изоляционных работ, гидродинамических методов регулирования разработки, одновременно-раздельной добычи и закачки, а также совмещая указанные мероприятия с методами, повышающими проводимость нефтенасыщенных зон пласта (таблица 1).

Необходимый результат по повышению степени извлечения нефти из таких зон имеет место при выполнении определенных условий, а именно:

когда мероприятия по интенсификации в добывающих скважинах осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а в нагнетательных - в 1,5÷2 раза чаще;

когда мероприятия по интенсификации в нагнетательных скважинах начинают ранее, на 1÷5 месяцев, чем в добывающих скважинах;

когда набор методов интенсификации содержит в себе периодические повышения давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах длительностью 0,5÷1,5 года (на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции);

когда на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах снижают до 0,7÷0,9 давления насыщения нефти газом.

Предложенное изобретение может быть реализовано как на новом, так и на разрабатываемом месторождении. На новой залежи способ реализуют следующим образом. В соответствии с методическими указаниями (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных месторождений РД 153-39.0-109-01-/Минэнерго РФ, 2002, 75 с. - 3) проводят исследования скважин. С применением рекомендаций (Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / Утверждены приказом МПР РФ от 21.03.2007 №61, 95 с. - 4) выполняют для разработки залежи проектный документ. В соответствии с источником [4] определяют величину недренируемых запасов в эксплуатационном объекте по формуле:

δ_н=1-К_охв,

где δ_н - доля недренируемых запасов;

К_охв - коэффициент охвата залежи воздействием.

Долю слабодренируемых запасов определяют по формуле:

δ_сд=К_н·(1-К_выт),

где δ_сд - доля слабодренируемых запасов;

К_н - коэффициент начальной нефтенасыщенности;

К_выт - коэффициент вытеснения нефти.

В проектном документе рассматривают несколько вариантов разработки залежи, различающихся наборами методов воздействия через нагнетательные и добывающие скважины (см. таблицу 1). По результатам технико-экономических расчетов выбирают для реализации наилучший из них.

На разрабатываемом месторождении недренируемые и/или слабодренируемые зоны определяют либо в соответствии с методическими указаниями (Геолого-промысловый анализ разработки нефтяных и газонефтяных месторождений - РД 153-39.0-110-01- / Минэнерго РФ, 2002, 59 с. - 5), либо путем геолого-фильтрационного моделирования в соответствии с методическими рекомендациями [4]. Зная местоположение этих зон, выбирают из таблицы 1 (в зависимости от особенностей геологического строения залежи и стадии ее разработки) набор методов в составе либо проектного документа, либо специализированной программы применения методов, максимизирующий эффективность извлечения нефти из залежи.

В качестве примера осуществления предложенного изобретения приведены сравнительные результаты расчетов технико-экономических показателей разработки участка нефтяной залежи пласта АС₁₁ Назаргалеевского месторождения. Рассмотрен элемент пятиточечной системы размещения скважин, состоящий из одной нагнетательной и одной добывающей скважин. Плотность сетки - 32 га/скв. Основные параметры пласта:

- коэффициенты: пористости - 20%, проницаемости - 0,200 мкм², начальной нефтенасыщенности - 0,70;

- вязкость в пластовых условиях: нефти - 1,61 мПа·с, воды - 0,42 мПа·с;

- давление: начальное - 23,5 МПа, на забое добывающих скважин - 17,0 МПа, на забое нагнетательных скважин - 30,0 МПа;

- толщина пласта: общая - 14,2 м, эффективная нефтенасыщенная - 8,1 м.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности при скорости фильтрации 0,01 м/сут - 0,45; при 0,05 м/сут - 0,32; при 0,10 м/сут - 0,27; при 0,50 м/сут - 0,25; при 1,00 м/сут - 0,22; при 2,00 м/сут - 0,17.

Рассмотрены четыре варианта разработки: вариант 1 - традиционное заводнение; вариант 2 - проведение в добывающей скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 3 - проведение в нагнетательной скважине ГРП с полудлиной трещины 80 м; вариант 4 - проведение ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах с полудлиной трещины 80 м (системное воздействие).

В разработку скважины вводят одновременно, эксплуатируют до весовой обводненности добывающей скважины 99,9%. Технологические расчеты проведены с применением АСПР «Техсхема», позволяющей учитывать эффективность вытеснения в зависимости от скоростей фильтрации флюидов в эксплуатационном объекте, а экономические - с применением АСПР «АСПЭК».

Результаты технико-экономических расчетов показателей вариантов разработки приведены в таблице 2.

Как следует из проведенных технико-экономических расчетов, эффективность предложенного решения существенно выше по сравнению с известными способами разработки залежей нефти. В рассмотренном примере доля недренируемых запасов сокращается с 0,215 до 0,213; доля слабодренируемых запасов уменьшается с 0,379 до 0,286; недропользователь на рубль капитальных вложений получает дохода в 1,513 раза больше.

Способ испытан на ряде месторождений Западной Сибири. Его расчетная эффективность подтверждена результатами эксплуатации скважин.

Таблица 1 Методы воздействия на залежь нефти
Группа методов	Виды методов	Категория скважин	Типовые технологии, химреагенты, устройства, технические решения	Глубина воздействия на пласт
1 Воздействие на призабойную зону	1.1 ОПЗ химическими методами	Добывающие Нагнетательные	Соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО), поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворитель, их комбинации и др.	До 20 м
	1.2 ОПЗ физическими методами	Добывающие Нагнетательные	Теромо-газохимическое воздействие (ТГХВ), волновые технологии, пороховой генератор давления бескорпусной (ПГД-БК) и др.	До 20 м
	1.3 Депрессионные методы	Добывающие Нагнетательные	Устройство освоения скважин на глубоких депрессиях (У ОС), имплозивное воздействие, многократные глубокие депрессии (МГД), циклическая депрессия, химико-депрессионное воздействие (ХДВ) и др.	До 20 м
	1.4 Перфорационные методы	Добывающие Нагнетательные	Кумулятивная, пескоструйная, щелевая, сверлящая и др.	До 1,5 м
	1.5 Изоляционные методы	Добывающие Нагнетательные	Изоляция пласта, заколонных перетоков составами на основе цемента, полимеров	До 20 м
1.5 Мини ГРП	Добывающие Нагнетательные	Стандартный, селективный, гидравлический разрыв пласта (ГРП) до 5 т проппанта, гидропескоструйная перфорация (ГПП) и др.	До 20 м
2 Воздействие на прискважинную зону	2.1 Выравнивание профиля приемистости	Нагнетательные	Вязкоупругие составы (ВУС), ПАВ, глинистые вязкоупругие составы (ГЛВУС), волокнисто-дисперсные системы (ВДС), кислотные составы (КС) и другие при объеме оторочки 10-20 м на метр перфорированной толщины	20-40 м
2.2 Выравнивание фронта вытеснения	Нагнетательные	Раствор полимерный с тонкодисперсным наполнителем (РПДН), ПАВ, сшитая система КМЦ и глинопорошка (СС-1), сшитая система КМЦ, глинопорошка и ПАВ (СС-2) и другие при объеме оторочки 20-100 м3 на метр перфорированной толщины	40-100 м

Продолжение таблицы 1
Группа методов	Виды методов	Категория скважин	Типовые технологии, химреагенты, устройства, технические решения	Глубина воздействия на пласт
	2.3 Изоляционные методы	Добывающие Нагнетательные	Тампонирующие составы для изоляции водоносных или водопромытых интервалов при объеме оторочки 10-20 м3 на метр перфорированной толщины	>20 м
	2.4 Гидроразрыв пласта	Добывающие Нагнетательные	Различные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта 5-40 т	20-100 м
	2.5 Зарезка боковых стволов	Добывающие Нагнетательные	Зарезка вертикально направленных боковых стволов для реанимации аварийных скважин	20-100 м
2.6 Одновременно-раздельное воздействие	Добывающие Нагнетательные	Одновременно-раздельная добыча (ОРД) Одновременно-раздельная закачка (ОРЗ)	20-300 м
3 Воздействие на удаленную зону	3.1 Массированный ГРП	Добывающие	Различные типы ГРП с массой закачиваемого проппанта более 40 т	>100 м
	3.2 Зарезка боковых стволов	Добывающие Нагнетательные	Наклонно направленные, горизонтальные, пологие, многозабойные и др. боковые стволы, в т.ч. на депрессии установкой «непрерывная труба»	100-750 м
	3.3 Закачка большеобъемных оторочек химреагентов	Нагнетательные	Полимерное заводнение, растворы ПАВ, РПДН, КСС, СС-1, СС-2 и др. при закачке оторочек объемом более 100 м3 на метр перфорированной толщины	100-150 м
	3.4 Гидродинамические методы	Добывающие Нагнетательные	Изменение направления потоков, циклическая закачка воды, повышение давления закачки, форсированный отбор	100-600 м
3.4 Строительство скважин сложного дизайна	Добывающие	Многозабойные, многоствольные, многоствольно-разветвленные, многозабойные горизонтальные	100-600 м

Таблица 2 Технико-экономические показатели вариантов разработки
Вариант	1	2	3	4
Добыча нефти, тыс.т	46,77	48,19	57,25	60,28
Коэффициент извлечения нефти, б/р	0,362	0,373	0,443	0,466
Чистый дисконтированный доход недропользователя, млн. руб.	93,98	99,53	131,28	142,21
Коэффициент вытеснения, б/р	0,459	0,472	0,565	0,592
Коэффициент охвата, б/р	0,785	0,786	0,787	0,787
Доля недренируемых запасов, б/р	0,215	0,214	0,213	0,213
Доля слабодренируемых запасов, б/р	0,379	0,370	0,305	0,287

1. Способ разработки залежи нефти, включающий выявление эксплуатационного объекта с выделением в нем недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зон, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, дополнительные воздействия периодического характера на недренируемые и/или слабодренируемые зоны методами, интенсифицирующими отбор продукции, которые со стороны добывающих скважин, по меньшей мере их части, осуществляют с периодичностью не менее одного раза в три года, а со стороны нагнетательных скважин, по меньшей мере их части, осуществляют ранее, на 1-5 месяцев, и с периодичностью в 1,5-2 раза чаще, чем со стороны добывающих скважин, при этом на стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции в числе методов воздействия периодически, на 0,5-1,5 года, повышают давления закачки вытесняющего агента в нагнетательных скважинах, по меньшей мере в части их, а на заключительной стадии разработки забойные давления в добывающих скважинах, по меньшей мере в части их, снижают до 0,7-0,9 давления насыщения нефти газом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на начальной стадии разработки осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах через нагнетательные и добывающие скважины, после чего на последующей стадии разработки с прогрессирующим обводнением продукции операции по вскрытию естественных трещин или гидроразрыв через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют повторно.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии разработки залежи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции и на заключительной стадии разработки используют нагнетательные и/или добывающие скважины с боковыми стволами, в том числе горизонтальными и/или горизонтально разветвленными.

5. Способ по 4, отличающийся тем, что через боковые стволы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют массированное вскрытие естественных трещин или массированный гидроразрыв в недренируемых и/или слабодренируемых нефтенасыщенных зонах.