Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии
Владельцы патента RU 2459070:
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений. Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины. При этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения. Выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах. На участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы. Нагнетательные скважины группируют по рядам. При этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин. Сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти. После чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти. Техническим результатом является снижение обводненности добываемой продукции и увеличение объема отбора безводной нефти. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.143-149), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины.
Этот способ на первоначальном этапе разработки месторождения позволяет извлечь увеличенное количество нефти из залежи за счет нестационарного воздействия и изменения направления потоков вытесняющего агента в пласте. Однако он не обеспечивает извлечения нефти из всех прослоев продуктивного горизонта и не учитывает зоны дренирования нагнетательных скважин, что может привести к перемещению нефти не к забоям добывающим скважин, а в заводненные участки.
Также известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (патент RU №2060365, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. №14 от 20.05.1996 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины, при этом на поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления несыщения нефти газом, при этом скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют периодически, скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов жидкости и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом, при достижении скважинами обводненности, близкой к предельной, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин, причем в скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на форсированных режимах, при этом отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефти после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, эксплуатация скважин на форсированных режимах приводит к быстрому увеличению обводнения добываемой продукции, вследствие чего сокращается эффективность и продолжительность реализации способа;
- во-вторых, дополнительные затраты на осуществление способа связаны с тем, что при достижении предельной обводненности добывающие скважины переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2087686, МПК 8 E21B 43/20, опуб. в бюл. №23 от 20.08.1997 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, причем на поздней стадии разработки выявляют промытые и нефтесодержащие интервалы разреза, оценивают их емкостные и фильтрационные свойства, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают пласты и участки для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, а циклическую закачку воды производят при увеличении объемов закачки через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, циклическая закачка воды с увеличением объемов закачки в нагнетательные скважины без учета зон дренирования нагнетательных скважин приводит к тому, что отдельные прослои пласта, содержащие целики нефти, оказываются невыработанными, вследствие чего происходит обтекание закачиваемой водой этих интервалов пласта. В результате залежь остается до конца невыработанной, что снижает эффективность применения данного способа;
- во-вторых, высокая обводненость добываемой продукции на поздней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, что требует дополнительных затрат на подготовку нефти и снижает рентабельность разработки залежи в целом. Более того, в качестве вытесняющего агента используется вода, которая в обводненной залежи на последней стадии разработки дополнительно увеличивает обводненность и без того обводненной добываемой продукции.
Технической задачей изобретения является снижение обводненности добываемой продукции и увеличение объемов отбора безводной нефти из добывающих скважин на последней стадии разработки обводненной нефтяной залежи, а также повышение эффективности разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.
Поставленная задача решается способом разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, при этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.
Новым является то, что на участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы, при этом добывающие скважины, находящиеся в рядах, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи, а нагнетательные скважины группируют по рядам, при этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин, при этом сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти, после чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти, таким образом, с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации и чередованием закачки вытесняющего агента в четные и нечетные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку производят с падающим объемом закачки, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазожидкостную смесь, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не выше 0,8 горного давления.
На чертеже изображена схема реализации способа разработки на участке залежи.
На залежи 1 производят в циклическом режиме закачку воды через нагнетательные скважины: 21; 21′…21 n, находящиеся в ряду 31, а также нагнетательные скважины 22; 22′…22 n, находящиеся в ряду 32, и в остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 33; 34…3n.
Отбор нефти производят через добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и через остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53; …5n.
Кроме того, на залежи 1 размещены другие нагнетательные 6 и 61 и добывающие 7 и 71 скважины, не расположенные в рядах и выполненные на начальном этапе разработки с целью уплотнения сетки залежи, например, для увеличения охвата залежи и/или для форсированного отбора продукции.
По мере выработки запасов нефти залежь 1 обводняется, увеличивается обводненность добываемой продукции и дальнейшая разработка залежи становится нерентабельной, поэтому на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы нефти, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах.
Для этого на участке залежи 1 с остаточной нефтью выделяют те нагнетательные и добывающие скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы (в соответствующих им рядах), если посмотреть на чертеж, то это нагнетательные скважины: 21; 21′…21 n, находящиеся в ряду 31, а также нагнетательные скважины 22; 22′…22 n, находящиеся в ряду 32, и остальные нагнетательные скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 33; 34…3n, и добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53…5n.
Добывающие скважины: 41; 41′…41 n, находящиеся в ряду 51, а также добывающие скважины 42; 42′…42 n, находящиеся в ряду 52, и остальные добывающие скважины (не обозначены), находящиеся в рядах 53…5n, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи 1. В качестве фильтра-сепаратора может применяться устройство, описанное в патенте RU №2205940, МПК 8 E21B 43/00 опубл. в бюл. №16 от 10.06.2003 г.
Из всех нагнетательных скважин в рядах выделяют только те нагнетательные скважины, например 21; 21′; 22; 22′ (см. чертеж) зоны дренирования R1; R1′; R2; R2′ каждой из этих нагнетательных скважин 21; 21′; 22; 22′, находящихся в соответствующих рядах 31; 32, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин 41; 41′; 42; 42′, находящихся в соответствующих рядах 51; 52.
Все нагнетательные скважины залежи 1, находящиеся в рядах 31; 32;…3n, группируют по нечетным, например, 31 и 33 и четным, например, 33 и 34 рядам. Проводят разработку залежи на поздней стадии, для этого сначала закачивают вытесняющий агент, в качестве которого применяют водогазожидкостную смесь (ВГЖС) в нечетные ряды 31 и 33 нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине этих рядов, например, в добывающей скважине 41 не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 41 до реализации предлагаемого способа составлял 15 м3/сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 31 и 33 продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 41 до 12 м3/сут, т.е. 15 м3/сут - (20%×15 м3/сут)/100%=12 м3/сут.
После чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды 32 и 34 нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине, например, добывающей скважине 42 не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти. Например, если дебит нефти по добывающей скважине 41 до реализации предлагаемого способа составлял 13 м3/сут, то закачку ВГЖС в нечетные ряды 31 и 33 продолжают до снижения дебита нефти из добывающей скважины 41 до 12 м3/сут, т.е. 13 м3/сут - (30%×13 м3/сут)/100%=9,1 м3/сут.
Далее с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% в любой из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации (так для добывающей скважины 41 следующее значение будет составлять: 12 м3/сут - (10%×12 м3/сут)/100%=10,8 м3/сут, а для добывающей скважины 42 следующее значение будет составлять: 9,1 м3/сут - (10%×9,1 м3/сут)/100%=8,19 м3/сут, и так далее) и чередованием закачки вытесняющего агента в нечетные и четные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи 1 до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку каждый раз производят с падающим объемом закачки. Например, объем закачки в нагнетательную скважину 21 начинают с 250 м3/сут и постепенно снижают на 3-5 м3/сут.
В нагнетательные скважины, работающие в циклическом режиме с падающим объемом закачки, закачивают мелкодисперсную ВГЖС, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газа с размерами пузырьков до 7 мкм. Газ обладает большей проникающей способностью, и попадая в поры с невыработанной нефтью, он выталкивает нефть в более крупные каналы, по которым она дальше вытесняется водой из-за снижения скорости перемещения последней, вследствие падающего объема закачки, а за счет растворяющего эффекта газа нефть доизвлекается в виде маловязкой углеводородной жидкости.
Закачка указанной ВГЖС производится в нагнетательные скважины при забойных давлениях закачки ниже давления образования техногенных трещин, т.е. при давлениях не больше 0,75-0,8 горного давления.
Предложенный способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить объемы отбора безводной нефти на последней стадии разработки обводненной залежи путем установки фильтров-сепараторов в добывающих скважинах, а также повысить эффективность разработки обводненной залежи за счет постепенной и полной выработки запасов остаточной нефти путем смены направления фильтрации жидкости в зависимости от дебита отбираемой продукции из добывающих скважин.
Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, при этом на поздней стадии разработки устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают участки залежи для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, отличающийся тем, что на участке залежи с остаточной нефтью выделяют те добывающие и нагнетательные скважины, которые размещены блоками в виде рядной системы, при этом добывающие скважины, находящиеся в рядах, оснащают фильтрами-сепараторами, позволяющими отбирать нефть и оставлять воду в залежи, а нагнетательные скважины группируют по рядам, при этом зоны дренирования каждой нагнетательной скважины, находящейся в рядах, не должны перекрывать забои близлежащих добывающих скважин, при этом сначала закачивают вытесняющий агент в нечетные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 20% от первоначального значения дебита нефти, после чего производят смену направления фильтраций закачкой вытесняющего агента в четные ряды нагнетательных скважин до тех пор, пока дебит нефти через фильтр-сепаратор хотя бы в одной добывающей скважине не снизится на 30% от первоначального значения дебита нефти, таким образом, с каждым разом при снижении дебита нефти на 10% из добывающих скважин относительно предыдущего дебита изменяют направление фильтрации и чередованием закачки вытесняющего агента в четные и нечетные ряды производят постепенную выработку запасов нефти в залежи до тех пор, пока отбор нефти из добывающих скважин не прекратится, причем циклическую закачку производят с падающим объемом закачки, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазожидкостную смесь, состоящую из пресной воды и диспергированного в ней углеводородного или углекислого газов с размерами пузырьков до 7 мкм, причем на протяжении всей закачки давление на забое нагнетательных скважин поддерживают не выше 0,8 горного давления.
