Способ разработки слоистой нефтяной залежи



Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи
Способ разработки слоистой нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2513955:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком. Согласно изобретению бурят на всю толщину нефтяного пласта нагнетательные и добывающие скважины. В процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности. Осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками. Затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта. При этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта. Осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью.

Известен способ разработки нефтяной залежи, нефтяные пласты которой характеризуются значительной послойной неоднородностью проницаемости и вертикальной анизотропией. Данный способ предполагает применение технологий выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах и фронта вытеснения путем закачки гелеобразующих реагентов (см. патент РФ №2453691, МПК: Е21В 43/22, опубл. 20.06.2012).

Недостаток указанного способа связан с тем, что операции по выравниванию профилей приемистости позволяют изолировать высокопроницаемые промытые зоны нефтяного пласта только вблизи нагнетательных скважин. На определенном удалении от них закачиваемая вода поступает обратно в такие пропластки и прорывается в добывающие скважины. Поэтому применение технологий выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах не позволяет существенно улучшить показатели разработки залежи.

В качестве прототипа принят способ разработки слоистой нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пластом. Способ предусматривает в начальной стадии разработки залежи разделение пластов на две группы, оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств для каждой группы, включение в одну группу низкопроницаемых пластов с медленной выработкой запасов, а в другую группу - пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов с выделением суперколлектора, при этом нагнетательные скважины бурят с учетом размещения забоев в пластах каждой группы. После первого этапа разработки останавливают нагнетательные скважины, пробуренные в низкопроницаемые пласты и осуществляют закачку рабочего агента через скважины, пробуренные в суперколлектор. Отбор нефти осуществляют через дополнительно пробуренные горизонтальные добывающие скважины над суперколлектором (см. патент РФ №2170344, МПК: Е21В 43/20, опубл. 10.07.2001).

Однако такой способ разработки ориентирован только на нефтяные залежи, в которых суперколлектор расположен непосредственно в нижней части продуктивных отложений. Выявление пластов или пропластков с более высокой проницаемостью, в том числе суперколлектора и низкопроницаемых пластов или пропластков осуществляют в начальной стадии разработки залежи, когда интерпретация геофизических исследования может быть не достаточно достоверна. В способе предлагается использовать только суперколлектор, как продолжение забоя нагнетательных скважин для вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов, а отбор нефти осуществлять через дополнительно пробуренные горизонтальные добывающие скважины над суперколлектором, которые характеризуются более сложными условиями проводки при высокой стоимости. Следует отметить, что практически в большинстве залежей высокопроницаемые пласты или пропластки, включающие в себя и суперколлектор, расположены в продуктивном разрезе отложений по-разному, то есть высокопроницаемые пропластки могут быть расположены по вертикали в любой части нефтяного пласта, их может быть несколько по толщине нефтяного пласта, при этом в процессе разработки залежи могут быть выявлены новые выработанные пропластки, проницаемость которых ниже проницаемости первоначально выявленных высокопроницаемых пропластков.

Задачей изобретения является повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки слоистой нефтяной залежи осуществляют разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в нефтяном пласте высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком.

Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:

- нагнетательные и добывающие скважины бурят на всю толщину нефтяного пласта;

- в процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции;

- по каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности;

- по результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности;

- ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин осуществляют с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками;

- бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта;

- количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта;

- осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков;

- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков ориентировочно в средней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках выше и ниже предельно выработанных пропластков;

- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков в верхней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках в нижней части пласта;

- бурят боковые стволы, при выделении предельно выработанных пропластков в нижней части нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках в верхней части пласта;

- бурят боковые стволы, при выделении нескольких предельно выработанных пропластков по толщине нефтяного пласта, в низкопроницаемых пропластках с учетом их эффективной толщины;

- используют в качестве рабочего агента, например, воду.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта за счет создания благоприятных условий для увеличения охвата пласта потоком рабочего агента, а именно: обеспечивает осуществление постоянного контроля за работой добывающих скважин по дебиту нефти, обводненности продукции, проведению по каждой добывающей скважине при достижении скважиной минимально рентабельного дебита по нефти геофизических исследований по определению текущей нефтенасыщенности, максимально приближенной к величине их остаточной нефтенасыщенности, что позволяет достоверно выявлять в процессе разработки залежи все предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, в том числе и суперколлектор, проницаемость которого выше в 10 и более раз, независимо от их расположения по толщине нефтяного пласта. Ликвидация гидродинамической связи добывающих скважинах, с выявленными в процессе эксплуатации предельно выработанными высокопроницаемыми пропластками, позволяет создать барьер на пути движения рабочего агента. Обеспечение закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, вскрытые по всей толщине пласта, способствует созданию напора рабочего агента со стороны нагнетательных скважин по всей толщине пласта и увеличению охвата пласта потоком рабочего агента и, как результат, вытеснению нефти из менее проницаемых пластов в добывающие скважины, а также выявлению новых предельно выработанных пропластков с проницаемостью меньшей, чем в ранее выявленных предельно выработанных пропластках, связь которых с добывающими скважинами также ликвидируют. Одновременно для активизации вовлечения в разработку низкопроницаемых пропластков в них бурят боковые стволы, при этом определяют по геолого-гидродинамической модели количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта и осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 показана схема разбуривания залежи, например по девятиточечному обращенному элементу и нефтяной пласт в разрезе; на фиг.2 показаны варианты расположения выявленных предельно выработанных высокопроницаемых пропластков в разрезе слоисто-неоднородного нефтяного пласта; на фиг.3 показана динамограмма снижения величины остаточной нефтенащенности по разрезу пласта во времени для добывающей скважины; на фиг.4 - график изменения коэффициента продуктивности скважины по нефти для базового варианта 1, варианта 2 по прототипу и вариантов 3, 4 и 5 заявляемого способа; на фиг.5 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по прототипу; на фиг.6 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1 в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу по варианту 3; на фиг.7 - выгрузка из модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу по варианту 8.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную залежь разбуривают по любой из известных сеток вертикальных добывающих 1 и нагнетательных 2 скважин на всю толщину нефтяного пласта, например по девятиточечному обращенному элементу разработки (фиг.1), и вскрывают, например перфорацией всю толщину нефтяного пласта, как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. На первом этапе разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента, например воды, в нагнетательные скважины 2 по всей толщине нефтяного пласта и отбор нефти через добывающие скважины 1. В качестве рабочего агента может быть использована как ненагретая вода, так и горячая вода. Возможно также использование воды с добавками различных химреагентов. Закачка рабочего агента может быть осуществлена как постоянно, так и циклически. В процессе отбора контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции в режиме реального времени с заданной одной и той же частотой опроса для каждой скважины, то есть по каждой добывающей скважине должно быть одинаковое количество замеров примерно в одно и то же время. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанный пропласток или пропластки 3, то есть наиболее высокопроницаемые пропластки (ВПП), текущая нефтенасыщенность которого максимально приближена к его величине остаточной нефтенасыщенности. Затем осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации предельно выработанными высокопроницаемыми пропластками, например путем установки цементного моста или с помощью взрывпакера и бурят в добывающих скважинах боковые стволы 4 в низкопроницаемые пропластки 5 (НЛП) по любой известной технологии, например размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в виде радиальных отводов. Для определения количества боковых стволов в каждой добывающей скважине используют созданную на основании исследований керна, геофизических и гидродинамических исследований скважин геолого-гидродинамическую модель на один элемент разработки, приведенный на фиг.1. На модели выделяют предельно выработанный высокопроницаемый пропласток или все предельно выработанные пропластки. Затем осуществляют численные расчеты на геолого-гидродинимической модели для определения количества и длины боковых стволов в низкопроницаемых пропластках в зависимости от количества и местоположения предельно выработанных высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта, исходя из условия восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти как минимум до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента, и осуществляют бурение боковых стволов в каждой добывающей скважине.

При осуществлении способа возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 с проницаемостью к2 расположены ориентировочно в средней части нефтяного пласта (фиг.2а). В этом случае боковые стволы 4 бурят, как правило, в низкопроницаемых пропластках 5 выше и ниже предельно выработанных пропластков. Возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 расположены в верхней части нефтяного пласта (фиг. 2б). В этом случае боковые стволы 4 бурят в низкопроницаемых пропластках 5 с проницаемостью к1 в нижней части пласта в один или несколько ярусов в зависимости от толщины низкопроницаемого пропластка. Возможен вариант, когда предельно выработанные пропластки 3 расположены в нижней части нефтяного пласта (фиг.2в). В этом случае боковые стволы 4 бурят в низкопроницаемых пропластках 5 в верхней части пласта также в один или несколько ярусов в зависимости от толщины низкопроницаемого пропластка. Возможен вариант, когда могут быть выявлены два или несколько предельно выработанных пропластков 3 со сравнимой проницаемостью к2 (фиг. 2г). В этом случае осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин со всеми выявленными предельно выработанными пропластками и боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках с учетом их эффективной толщины. Возможен вариант, когда первоначально выделен один предельно выработанный высокопроницаемый пропласток 3 с проницаемостью к2, в том числе это может быть и суперколлектор, например в нижней части пласта (фиг.2д), а в верхней части пласта в низкопроницаемых пропластках пробурены с учетом коэффициента охвата пласта боковые стволы, например в два яруса. В процессе разработки залежи на основании мониторинга за работой добывающих скважин по результатам оценки текущей нефтенасыщенности, максимально приближенной к величине его остаточной нефтенасыщенности, может быть выявлен новый предельно выработанный пропласток 3 с проницаемостью к3 меньшей, чем в ранее выявленном предельно выработанном пропластоке, связь которого с добывающими скважинами также ликвидируют.

Если пропласток 3 выявляется в месте расположения боковых стволов их также ликвидируют. В этом случае с помощью геолого-гидродинамической модели выявляют необходимость добуривания новых боковых стволов в уже пробуренном ярусе или бурения нового яруса боковых стволов.

Преимущества заявляемого способа и достижение поставленной задачи - повышение нефтеизвлечения по сравнению с известными решениями доказаны созданными геолого-гидродинамическими моделями.

Результаты расчета выполнены на гидродинамической модели в программном комплексе CMG.

Описание модели и свойств насыщающих флюидов

Модель представлена сектором одного обращенного 9-точечного элемента разработки с размерами по оси x и y 500×500 м с общей толщиной продуктивного пласта 50 м с нагнетательной вертикальной скважиной по центру и 8 вертикальными добывающими скважинами вокруг, общее количество активных ячеек модели составило 25000 (граничные условия и зона водо-нефтяного контакта пренебрегались в связи с применением заводнения с самого начала разработки).

Слоистая неоднородность модели имеет соотношение по толщине высокопроницаемого прослоя (ВПП) к низкопроницаемым прослоям (НПП) как 1/10, таким образом общая толщина ВПП равна 5 м и представлена одним ВПП, а НПП - 45 м (фиг. 1). Соотношение проницаемостей прослоев К1/К2 равна 1/50. Для варианта на фиг.2д соотношение проницаемостей прослоев К1<К3<К2, где К1/К2 равно 1/50, а К1/К3 равна ½.

Таблица 1
Исходные данные для расчетов
Глубина кровли, м 1260
Толщина нефтяного пласта, м 50
Толщина высокопроницаемого пропластка (ВПП), м 5
Толщина низкопроницаемого пропластка (НПП), м 45
Пористость высокопроницаемого пропластка (ВПП), долях ед. 0.20
Пористость низкопроницаемого пропластка (НПП), долях ед. 0.18
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К1), мД (Х-Y) 138.9
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К1), мД (Z) 6.9
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К2), мД (X-Y) 6944
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К2), мД (Z) 347
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К3), мД (X-Y) 3472
Проницаемость высокопроницаемого пропластка (К3), мД (Z) 173
Коэффициент гранулярности, долях ед. 0.4
Температура пласта, °С 20
Начальное пластовое давление, кПа 11500
Давление насыщения, кПа 7500
Начальная нефтенасыщенность, долях ед. 0.770
Остаточная нефтенасыщенность, долях ед. 0.682
Коэффициент вытеснения, долях ед. 0.28
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∗с 710
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа∗с 0.9
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 960
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 993
Запасы элемента, тыс.м3 387
Размерность сеточной области в 3D модели пласта
ΔX, м 10
ΔY, м 10
ΔZ, м 5
Размерность сетки 50×50×10

Исходные данные для расчетов приняты близкими к имеющим место на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, характеризующейся крайне неоднородным строением карбонатного коллектора.

Исследования проводились по следующим вариантам разработки залежи, при этом во всех вариантах нагнетание рабочего агента, например воды начинают с начала разработки до достижения добывающими скважинами обводненности 98%.

1 вариант - базовый: разработку залежи осуществляют с помощью нагнетательных и добывающих скважин, вскрывающих всю толщину нефтяного пласта.

2 вариант - по прототипу.

3 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 4 боковыми стволами в одном ярусе в одной добывающей скважине.

4 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 8 боковыми стволами в два яруса в одной добывающей скважине.

5 вариант - заявляемый способ с одним высокопроницаемым прослоем внизу пласта с 12 боковыми стволами в три яруса в одной добывающей скважине.

6 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 4 боковыми стволами в одном ярусе в одной добывающей скважине.

7 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 8 боковыми стволами в два яруса в одной добывающей скважине.

8 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, сравнимыми по проницаемости, с 12 боковыми стволами в одной добывающей скважине, расположенными в трех промежуточных низкопроницаемых прослоях, образуя три яруса по толщине нефтяного пласта (фиг.2г).

9 вариант - заявляемый способ с двумя высокопроницаемыми прослоями, отличающимися по проницаемости, с 12 боковыми стволами в одной добывающей скважине, расположенными в трех промежуточных низкопроницаемых прослоях, образуя три яруса по толщине нефтяного пласта (фиг.2д).

Вертикальные скважины вскрывают бурением нефтяной пласт 50 м нефтенасыщенной толщины. Бурение в добывающих скважинах в рассматриваемых вариантах боковых стволов было принято длиной 100 м для сетки 6.25 Га/скв. на основе численных расчетов. Бурение горизонтальных скважин для способа по прототипу было принято длиной горизонтального участка 400 м для каждой скважины элемента.

Во всех вариантах режим работы скважин принят при ограничении по Рзаб=7500 кПа в добывающих, со 100% компенсацией от закачки в нагнетательную скважину при Рзак. заб=13000 кПа.

Результаты исследований приведены в таблице 2. Коэффициенты нефтеотдачи по каждому варианту приведены на момент обводненности 98%.

Как видно из таблицы при одинаковых сценарных условиях в способе по прототипу (вариант 2) и в заявляемом способе (вариант 3), а именно: при расположении высокопроницаемого пропластка в нижней части нефтяного пласта и сопоставимой длине добывающей горизонтальной скважины (400 м) и общей длине боковых стволов в добывающей скважине (4 боковых ствола по 100 м) на момент обводненности добывающих скважин 98% коэффициент нефтеотдачи по заявляемому способу составляет 11,8% при 8-летнем сроке разработки месторождения против 7,7% при 11-летнем сроке разработки месторождения, по прототипу. При этом следует отметить, что стоимость проводки четырех боковых стволов длиной по 100 метров, например размыванием горной породы под давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов в виде радиальных отводов составляет примерно 3 млн руб., а стоимость 1 горизонтальной скважины длиной 400 метров составляет примерно 100 млн руб. Соответственно, по заявляемому способу по сравнению с прототипом, лучше и другие показатели, приведенные в таблице, например, накопленная добыча нефти составляет 45,7 тыс т против 29,8 тыс т по прототипу.

Достоверность выявления выработанного пропластка или нескольких пропластков также подтверждается результатами численного моделирования. В подтверждение на фигуре 3, приведена диаграмма профиля текущей нефтенасыщенности по вскрытой глубине добывающей скважины при обводненности 98% снятая с модели, которая характеризует выработку именно высокопроницаемого пропластка на глубине 1300 м до величины остаточной нефтенасыщенности 0,682. На фиг.4 приведены графики изменения коэффициента продуктивности скважины по нефти для базового варианта 1, варианта 2 по прототипу и вариантов 3, 4 и 5 заявляемого способа, также полученные по результатам численного моделирования. Как видно по кривой 6 для базового варианта 1 начальный коэффициент продуктивности скважины по нефти составляет 1,7 м3/сут/МПа, а при достижении обводненности продукции 98% коэффициент продуктивности скважины составляет 0,5 м3/сут/МПа. Моделирование условий в соответствии с вариантом 2 по прототипу при бурении горизонтальной скважины (см. кривую 7) показывает, что коэффициент продуктивности скважины по нефти практически не восстанавливается. Заявляемый способ обеспечивает возможность восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти. Так при бурении 4 боковых стволов в один ярус в соответствии с заявляемым способом по варианту 3 восстановление продуктивности наблюдается до 0,6 м3/сут/МПа (см. кривую 8). При бурении 8 боковых стволов в два яруса над предельно выработанным пропластком в соответствии с заявляемым способом по варианту 4 восстановление продуктивности наблюдается до 1,08 м3/сут/МПа (см. кривую 9) и наибольшее восстановление продуктивности до 1,5 м3/сут/МПа (см. кривую 10) наблюдается при бурении 12 боковых стволов в три яруса над предельно выработанным пропластком в скважине по варианту 5 заявляемого способа.

Также были проведены дополнительные исследования по заявляемому способу с 4 боковыми стволами по варианту 3 по выбору оптимального значения длины и диаметра бокового ствола. Исследования были проведены для следующих длин бокового ствола: 75 м, 100 м и 125 м. Полученный коэффициент нефтеотдачи для длины бокового ствола 75 м составил 9,5%, для длины бокового ствола 100 м - 11,8%, а для длины бокового ствола 125 м коэффициент нефтеотдачи составил 12,2%. Учитывая, что при длине бокового ствола в 125 м увеличение коэффициента нефтеотдачи происходит незначительно, но возрастают затраты на бурение, был выбран оптимальный вариант длины бокового ствола длиной 100 м. Также для вышеуказанных длин бокового ствола проведены исследования по влиянию диаметра бокового ствола на коэффициент нефтеотдачи. Исследования проводились для следующих диаметров бокового ствола: 40 мм, 50 мм и 60 мм. Было установлено, что в различных вариациях соотношения длины и диаметра бокового ствола коэффициент нефтеотдачи различался только в десятых долях процентов.

Кроме того, были проведены исследования по влиянию на коэффициент нефтеотдачи различных вариаций длины, диаметра и количества боковых стволов, при которых достигался одинаковый коэффициент продуктивности скважин, но различные коэффициенты охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента. В результате было установлено существенное влияние коэффициента охвата нефтяного пласта воздействием рабочего агента на коэффициент нефтеотдачи.

Возможность достижения поставленной задачи по заявляемому способу, а также влияние коэффициента охвата нефтяного пласта на коэффициент нефтеотдачи подтверждается фигурами 5, 6 и 7, на которых представлена выгрузка из гидродинамической модели, построенной по девятиточечному элементу разработки, приведенному на фиг.1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между добывающими и нагнетательными скважинами по заявляемому способу и прототипу. На фиг.5, демонстрирующей распределение гидродинамических потоков в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков между добывающими и нагнетательными скважинами по прототипу, видно, что поток рабочего агента продвигается только по суперколлектору и уже ближе к забою добывающих скважин поток устремляется по низкопроницаемым пластам. На фиг.6, демонстрирующей заявляемый способ в аналогичных, как указано ранее, сценарных условиях с прототипом, также видно, что фильтрационный поток рабочего агента вовлекает в работу большую площадь по толщине нефтяного пласта. Благодаря закачке рабочего агента в нагнетательные скважины по всей толщине пласта и ликвидации гидродинимической связи добывающих скважин с выработанным высокопроницаемым пропластком обеспечивается напор рабочего агента со стороны нагнетательных скважин по всей толщине пласта и увеличение охвата пласта потоком рабочего агента и, как результат, вытеснение нефти из менее проницаемых пластов в добывающие скважины. Еще больший охват нефтяного пласта по его толщине демонстрируется фиг.7, построенной для варианта 8 осуществления заявляемого способа, когда выявляются два предельно выработанных высокопроницаемых пропластка с примерно одинаковой проницаемостью и распределением боковых стволов в три яруса по низкопроницаемым пропласткам нефтяного пласта.

Следует также отметить, что в базовом способе по варианту 1 коэффициент нефтеотдачи составляет всего 3,6%, при этом обводненность добывающих скважин 98% наступает уже через 3,5 года.

Таким образом, исследования подтвердили справедливость вывода о предпочтительности предлагаемого способа разработки и его преимуществах при различных вариантах выявления в процессе эксплуатации скважин предельно выработанных высокопроницаемых пропластков, при этом заявляемый способ обеспечивает наибольшее повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью и независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта создаются благоприятные условия для увеличения охвата пласта потоком рабочего агента.

1. Способ разработки слоистой нефтяной залежи, включающий разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в нефтяном пласте высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком, отличающийся тем, что нагнетательные и добывающие скважины бурят на всю толщину нефтяного пласта, в процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции, по каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности, по результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности и осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками, а затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта, при этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти как минимум до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта, и осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выделении предельно выработанных пропластков ориентировочно в средней части нефтяного пласта боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках выше и ниже предельно выработанных пропластков коллектора

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выделении предельно выработанных пропластков в верхней части нефтяного пласта боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках в нижней части пласта.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выделении предельно выработанных пропластков в нижней части нефтяного пласта боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках в верхней части пласта.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при выделении нескольких предельно выработанных пропластков по толщине нефтяного пласта боковые стволы бурят в низкопроницаемых пропластках с учетом их эффективной толщины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют, например, воду.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин. Сущность изобретения: способ включает разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Согласно изобретению боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов. При этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода. Сущность изобретения: по способу подготавливают залежь к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Закачивают по меньшей мере один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи. Создают и/или используют по меньшей мере одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь. 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх