Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты

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 (Т21) 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 (Т32). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т21) 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,

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки проблемных залежей нефти в отложениях баженовской свиты.

Запасы нефти в баженовской свите, регионально представленной в Западной Сибири, по разным оценкам, исчисляются миллиардами тонн. Они до сих пор не разрабатываются в промышленных масштабах вследствие отсутствия адекватной технологии извлечения из них нефти.

Продуктивные отложения баженовской свиты считаются нефтематеринскими и представлены, в основном, переслаиванием двух литологических типов коллекторов: кероген-глинисто-кремнистых пород - баженитов, занимающих обычно основную долю толщины пласта, и трещиноватых глинистых известняков (см. на сайте Высшей аттестационной комиссии (ВАК) автореферат кандидатской диссертации Вертиевец Ю.А. "Геологическое обоснование освоения трудноизвлекаемых запасов нефти кероген-глинисто-силицитовых пород баженовской свиты района Красноленинского свода", 2011 г., с.13 и 14).

Бажениты характеризуются тем, что содержат углеводороды в двух различных формах. Во-первых, в виде легкой маловязкой нефти в пустотном пространстве. Во-вторых, в виде керогена - одной из породообразующих составляющих коллектора, соответствующей промежуточной стадии преобразования органического вещества и обладающей нефтегенерирующей способностью.

Характерный размер пор баженитов оценивается по аналогии с нефтесодержащими сланцами в 30-50 нм. То есть имеют место коллектора с наноразмерной структурой порового пространства. Коллекторские свойства баженитов очень низкие и связаны, в основном, с микрослоистостью и листоватостью глинистых пород. Относительно хорошей проницаемостью в отложениях баженовской свиты характеризуются интервалы трещиноватости известняков и отдельные зоны трещиноватости баженитов.

Таким образом, в фильтрационном отношении отложения баженовской свиты характеризуются наличием суперколлекторов в продуктивном разрезе. Слово суперколлектор характеризует здесь не величину проницаемости, а контраст проницаемостей между крайне низкопроницаемой матрицей баженитов и трещиноватыми прослоями. При этом известно, что наличие суперколлекторов предопределяет низкий коэффициент извлечения нефти (КИН), например, при заводнении пласта, вследствие быстрого прорыва воды к добывающим скважинам по суперколлекторам.

Традиционные способы разработки залежей в баженовской свите отличаются низкими (порядка 3-5%) значениями КИН (см. на сайте ВАК автореферат докторской диссертации Кокорева В.И. "Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти", 2010 г.с.26).

Наиболее близкий к предлагаемому способ разработки залежей нефти в отложениях баженовской свиты характеризуется следующими особенностями (см. Лобусев А.В., Чоловский И.П., Лобусев М.А., Вертиевец Ю.А. Использование попутного газа для разработки залежей УВ баженовской свиты Западной Сибири // Газовая промышленность, 644/2010, с.61 или на сайте ВАК автореферат кандидатской диссертации Вертиевец Ю.А. "Геологическое обоснование освоения трудноизвлекаемых запасов нефти кероген-глинисто-силицитовых пород баженовской свиты района Красноленинского свода", 2011 г., с.22-23).

- На отложения баженовской свиты бурят систему добывающих и нагнетательных скважин.

- В нагнетательные скважины осуществляют закачку попутного газа, получаемого при добыче нефти из отложений баженовской свиты и других пластов рассматриваемого месторождения. Предполагается реализация в баженовской залежи режима смешивающегося вытеснения нефти газом.

- С целью расширения областей дренирования скважин применяют метод гидроразрыва пласта (ГРП) с созданием трещин максимальной длины.

- В отдельных зонах субвертикальной трещиноватости, обеспечивающей сообщаемость баженовской свиты и нижележащей абалакской свиты с улучшенными коллекторскими свойствами, дополнительно бурят горизонтальные скважины на абалакскую свиту с проведением ГРП для добычи нефти, поступающей из баженовской свиты.

Данный способ характеризуется следующими недостатками.

- Попутный газ при закачке в пласт будет с опережением прорываться по суперколлекторам в добывающие скважины, сокращая коэффициент охвата пласта вытеснением и, соответственно, снижая КИН. Известно, что негативное влияние неоднородности пласта на КИН в случае закачки маловязкого газа даже более значительное, чем при заводнении.

- При этом нагнетаемый газ не будет существенно воздействовать на бажениты, содержащие основные запасы углеводородов в виде легкой нефти в пустотах и в связанном виде в керогенсодержащей матрице, аналогично тому, как, согласно теоретическим исследованиям и опыту разработки, оказываются слабоохваченными заводнением запасы нефти в поровой матрице трещинно-порового коллектора вследствие прорыва воды по высокопроницаемым каналам (трещинам).

- Как показывают результаты лабораторных исследований и опытных промысловых работ, коллекторские свойства отложений баженовской свиты сильно чувствительны к изменению пластового давления. Поэтому в окрестности добывающих скважин в процессе их эксплуатации происходит существенное снижение проницаемости, что приводит к быстрому падению их дебитов.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования таких технологических решений, которые, с одной стороны, в качестве благоприятного фактора используют факт высоких термобарических условий в отложениях баженовской свиты и наличие маловязкой нефти. С другой стороны, приводят к повышению эффективности разработки залежи нефти в баженовских отложениях и конечного коэффициента извлечения нефти.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты включает бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, и отличается тем, что реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа.

На первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое происходит повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице.

На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжается растворение указанных углеводородов и происходит выравнивание пластового давления, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу.

Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (T3-T2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину.

Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени T3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения.

Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению потребностей в использовании стороннего газа.

Для снижения затрат на рабочий агент и его компримирование в качестве закачиваемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении.

Для повышения диффузионной способности газа и более эффективного проникновения его в керогенсодержащую матрицу для экстракции жидких углеводородов в качестве закачиваемого газа используют метан или сухой природный газ.

Для повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов в качестве закачиваемого газа используют углекислый газ.

Для повышения эффективности вытеснения подвижной нефти за счет смешивающегося вытеснения и высвобождения связанных углеводородов закачку газа сопровождают закачкой растворителей в виде оторочек или путем обогащения закачиваемого газа растворителем.

Для комплексного повышения эффективности процесса вытеснения чередуют закачку оторочек метана, углекислого газа, растворителей или обогащенного растворителями газа, а также газа сепарации.

Для увеличения коэффициента охвата при снижении эффективности рассматриваемых трех этапов, выраженной в накопленной добыче нефти за цикл, в нагнетательную скважину закачивают воду или полимерные, гелевые растворы в качестве потокоотклоняющего агента.

Для сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин при наличии аномально высокого пластового давления - АВПД в первых циклах нагнетательные скважины эксплуатируют в качестве добывающих до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

Для сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин в первых циклах нагнетательную и добывающие скважины эксплуатируют одновременно, со своими функциями, до момента времени, когда дебиты нефти добывающих скважин не достигнут уровня заданных минимальных значений.

Для увеличения уровней добычи углеводородного сырья и потока наличности (динамики выручки) от их продажи на первых этапах начальных циклов производят одновременную закачку газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

Для увеличения коэффициента охвата, при достаточной толщине пласта (более 12-13 м), забои добывающих и нагнетательных скважин разносят по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2. М.: Ижевск: Ин-т компьютер, исслед., 2009, с.83-100).

Способ осуществляют следующим образом

Для рассматриваемой залежи нефти создают сначала 3D геологическую, а затем и 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта.

Тип закачиваемого газа выбирают с учетом результатов лабораторных экспериментов на керновом материале и технико-экономических расчетов, а также проведения опытных работ.

В качестве закачиваемого газа используют один из следующих вариантов:

- попутный нефтяной газ баженовской свиты или других залежей месторождения, а также соседних месторождений;

- чистый метан или сухой природный газ, при наличии на данном или соседних месторождениях залежей сухого газа;

- обогащенный растворителями или чередующийся с оторочками растворителей попутный нефтяной или иной газ, при этом в качестве растворителей используют, например, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ, толуол;

- углекислый газ;

- чередующиеся оторочки любых из перечисленных закачиваемых агентов, или попутный газ, обогащенный любыми из перечисленных агентов.

Осуществляют прогнозные расчеты с целью обоснования сетки скважин, типа скважин (вертикальные, горизонтальные, многозабойные), расстояния между скважинами по латерали и расстояния между стволами скважин по вертикали. Для повышения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин в них могут выполнять ГРП.

Скорее всего, наиболее предпочтительной окажется площадная пятиточечная сетка скважин, или однорядная сетка. На примере элемента разработки при пятиточечной сетке соответствующие технологические решения выглядят следующим образом.

- Совокупность технологических операций идентична в чередующихся во времени циклах. Каждый из циклов подразделяется, в общем случае, на три этапа.

- Первый этап. В нагнетательную скважину в течение 1-3 месяцев производят закачку газа. Продолжительность закачки в течение времени T1, равного 1-3 месяцам, довольно характерна для проектов газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтяные пласты.

В период закачки газа добывающие скважины простаивают.

В течение первого этапа высокоподвижный закачиваемый газ растворяет в себе в режиме, близком к смесимости, жидкие углеводороды, проникает в керогенсодержащую матрицу баженитов с наноразмерными порами и взаимодействует со связанными углеводородами за счет фильтрационных и диффузионных процессов, что приводит к их набуханию, высвобождению из матрицы и смесимости с закачиваемым газом.

- Второй этап. По прошествии указанного времени T1 закачку газа в нагнетательную скважину прекращают, а добывающие скважины продолжают простаивать в течение времени (T2-T1). В этот период продолжается насыщение закачанного в пласт газа жидкими и связанными углеводородами, высвобождаемыми из керогенсодержащей матрицы.

Продолжительность периода (T2-T1) будет разной для рассматриваемых залежей в связи с тем, что они характеризуются не одинаковыми термобарическими условиями, коллекторскими свойствами, а также физико-химическими свойствами нефти и баженитов. Поэтому, меняя продолжительность периода (T2-T1) в промысловых исследованиях, устанавливают такую ее величину, при увеличении которой не происходит существенного роста содержания нефти в добывающих скважинах при включении их в эксплуатацию. На продолжительность периода простоя (T2-T1) оказывает влияние также экономический фактор.

- Третий этап. Нагнетательная скважина продолжает простаивать. Добывающие скважины пускают в эксплуатацию с целью добычи нефти как в свободном виде, так и растворенной в закачанном газе. Со временем дебит скважин по нефти снижается и достигает заданного минимального уровня. Такой уровень устанавливается на основе предварительных технико-экономических расчетов, например, из условия рентабельности (самоокупаемости) эксплуатации скважин. С этого момента T3 эксплуатацию добывающих скважин прекращают и возобновляют закачку газа в нагнетательную скважину. То есть, наступает следующий цикл.

Возможные дополнения к способу заключаются в следующем.

- С целью увеличения коэффициента охвата при снижении доли нефти в добываемой продукции через нагнетательную скважину осуществляют закачку воды в пласт. Если в случае нефтяных скважин для увеличения коэффициента охвата закачивают, например, полимеры, то в предлагаемом способе порция воды выступает и в качестве рабочего агента. В случае значительной доли разбухающего глинистого материала в баженитах для выравнивания профиля приемистости используют минерализованные водные растворы, минимизирующие процесс разбухания, и широко применяемые в нефтяной практике гелевые, полимерные растворы, например растворы полиакриламида в воде, растворы биополимеров или любые водные растворы с добавлением водорастворимых веществ для повышения вязкости и/или придания вязкопластических свойств.

- С целью сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин в условиях аномально высокого пластового давления - АВПД в начальные моменты реализации предлагаемого способа целесообразна лишь одновременная эксплуатация добывающих скважин и нагнетательной скважины в качестве добывающей. Такая альтернатива реализуется до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

- С целью сокращения потерь в добыче нефти из-за простаивания добывающих скважин целесообразна в начальные моменты времени альтернатива в виде одновременной эксплуатации нагнетательной и добывающих скважин со своими функциями до момента, когда дебиты добывающих скважин достигнут заданного минимального уровня.

- С целью увеличения уровней добычи углеводородного сырья и потока наличности (динамики выручки) от их продажи на первых этапах начальных циклов целесообразна одновременная закачка газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

- При достаточной толщине пласта (более 12-13 метров) и наличии в нем вертикальной сообщаемости увеличению коэффициента охвата способствует разнесение забоев нагнетательной и добывающей скважин по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения, а также при сайклинг-процессе на Карачаганакском месторождении (см. Кусанов Ж.К. Особенности разработки Карачаганакского месторождения // Нефтяное хозяйство, 2011, №6, с.100-103).

- В рассматриваемых основном способе и всех альтернативных его вариантах добываемый газ после промысловой обработки направляют вновь в нагнетательные скважины для закачки в пласт.

Обоснования предлагаемого способа и его достоинств

Пример реализации предлагаемого способа затруднительно привести по причине недоступности исходной геолого-промысловой информации по реальным объектам нефтяных компаний. Тем не менее, приводимая далее аргументация, по мнению авторов, будет достаточной применительно к заявленному способу разработки.

- Предлагаемый способ сродни известным способам разработки - сайклинг-процессу применительно к газоконденсатным залежам, а также газовому и водогазовому способам повышения конечного коэффициента извлечения нефти.

Поэтому способ не нуждается в специальном доказательстве его достоверности и реализуемости. Однако до промышленного внедрения предлагаемого способа необходим этап опытно-промышленных работ на рассматриваемом месторождении с целью выявления его экономической целесообразности и определения искомого периода (T2-T1) простаивания добывающих скважин.

- В отличие от известных сайклинг-процесса и газовых методов повышения КИН, а также способа-прототипа, в предлагаемом способе важной особенностью являются вводимые периоды простаивания добывающих скважин. Такое технологическое решение продиктовано особенностью наличия в баженитах как подвижной нефти, так и связанных или малоподвижных углеводородов в керогенсодержащей матрице. Ибо периоды простаивания скважин способствуют более полной смесимости закачиваемого газа и подвижной нефти, а также активизации связанных и малоподвижных углеводородов матрицы.

- Низкая эффективность многих способов воздействия на нефтяные пласты объясняется наличием значимой движущей силы - разностью забойных давлений в нагнетательной и добывающих скважинах.

Данный фактор присущ и способу-прототипу. В предлагаемом же способе эта движущая сила заметно меньше, так как нет источников низкого давления в добывающих скважинах. А именно, в период простаивания добывающих скважин указанная движущая сила сокращается на величину депрессии в добывающих скважинах.

Роль данного фактора практически обнуляется в альтернативном варианте, когда закачку газа осуществляют и в нагнетательную, и в добывающие скважины.

- Авторы способа-прототипа справедливо отмечают крайне низкую проницаемость керогенсодержащей матрицы. В результате баженовская свита при традиционном вытеснении нефти рабочим агентом (водой или газом) ведет себя как пласт с наличием в нем суперколлекторов. Именно такой контраст в проницаемостях и предопределяет низкие коэффициент охвата при заводнении и соответственно - КИН (Закиров С.Н. и др. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. - М.: ООО "Контент-пресс", 2011. - 248 с.).

- Как уже отмечалось, способ-прототип практически не может обеспечить воздействия на основные запасы углеводородов в керогенсодержащей матрице. Поэтому далее дополнительные достоинства предлагаемого способа разработки рассмотрим по отношению к считающемуся сегодня наиболее перспективным для России термогазовому способу освоения ресурсов баженовской свиты (см. на сайте ВАК автореферат докторской диссертации Кокорева В.И. "Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти", 2010 г., с.26-38).

Согласно термогазовому способу в нагнетательные скважины закачивают воздух и воду. Вследствие высокой пластовой температуры в баженовской свите самоинициируется процесс горения. Газообразные продукты горения и горячая вода обеспечивают процесс смешивающегося вытеснения нефти, находящейся в жидкой фазе. Продвигающийся в пласте фронт горения ведет к прогреву до температуры 250-300°С керогенсодержащей матрицы и процессам пиролиза и крекинга керогена с извлечением нефти и газообразных углеводородов. При этом утверждается, что на процесс горения расходуется в качестве топлива, в основном, кероген, а не нефть.

При термогазовом способе предполагают, что при создании высокой температуры "экстрагируемые" нефть и газ из керогенсодержащей матрицы получают возможность поступать в прослои с повышенной проницаемостью и далее - к скважинам за счет увеличения коллекторских свойств матрицы под воздействием температуры. Однако увеличение проницаемости матрицы сопровождается одновременным увеличением ее пористости, а фронт прогрева незначительно обгоняет фронт повышенного давления в дренируемом прослое от нагнетания воздуха и воды. Следовательно, термически "экстрагируемые" нефть и газ могут в значительной мере оставаться в керогенсодержащей матрице, не поступая в дренируемые прослои.

В предлагаемом способе закачиваемый газ в периоды T1 и (T2-T1) будет поступать за счет фильтрационных и диффузионных процессов в керогенсодержащую матрицу, взаимодействовать со связанными углеводородами, приводя к их набуханию и "выдавливанию" из матрицы в дренируемые прослои, при режиме смешивающегося вытеснения вследствие высоких термобарических условий в баженовской свите. То есть это альтернативный механизм воздействия на керогенсодержащую матрицу.

- Использование воды в термогазовом способе в качестве рабочего агента может приводить к разбуханию глинистых компонентов матрицы (каолинита и монтмориллонита) и полному "запечатыванию" низкопроницаемой матрицы. Эти процессы усугубляются высокими температурами, свойственными термогазовому способу.

- Предлагаемый способ характеризуется меньшими энергетическими затратами на компримирование рабочего агента. При термогазовом способе компримирование воздуха необходимо осуществлять с одной атмосферы до давления нагнетания около 300-350 атм. То есть коэффициент сжатия составляет 350 ед. В предлагаемом способе компримируют в начале, например, попутный нефтяной газ с давлением в несколько атм. Если это давление равняется, допустим, 2 атмосферам, то коэффициент сжатия составляет 175 единиц, или в 2 раза меньше.

По мере появления закачиваемого газа в продукции добывающих скважин и его дальнейшего использования давление на приеме компрессора можно будет задавать в 3-5 атм. То есть, коэффициент сжатия снижается до 70 единиц с соответствующим уменьшением затрат на компримирование.

Повышение давления на приеме компрессора до 3-5 атм будет означать, что в пласт закачивают жирный газ. Известно, что такой газ характеризуется большей способностью растворять в себе жидкие углеводороды. Дополнительно эффективность вытеснения подвижной нефти и высвобождения связанных углеводородов повышается при использовании растворителей, например толуола, ШФЛУ, и углекислого газа.

В случае использования в предлагаемом способе углекислого газа или растворителей также возможно снижение затрат на компримирование за счет обогащения ими попутного газа с более высоким давлением перед компримированием и последующей подачей в пласт.

Повышение диффузионной способности закачиваемого газа и его проникновения в керогенсодержащую матрицу обеспечивается при закачке метана или сухого природного газа с высоким содержанием метана. В последнем случае затраты на компримирование также значительно снижаются при использовании газа повышенного давления, добываемого из газовых залежей данного или соседних месторождений.

При использовании же воздуха в качестве рабочего агента давление на приеме компрессора, по определению, всегда составляет не более атмосферного. Увеличение энергетических затрат на закачку воздуха неизбежно сопровождается увеличением выбросов компрессорами в атмосферу диоксида углерода. Альтернативное решение в виде применения бустерных агрегатов для закачки в пласт водовоздушной смеси характеризуется низкой производительностью по газу и снижением эффективности процессов горения в пласте.

Кроме того, в случае термогазового способа попутно добываемый газ не используется в качестве рабочего агента. Это означает, что недропользователь вынужден будет реализовывать проект по утилизации добываемого газа. Известно, что одновременная реализация нефтяного и газового проектов ухудшает экономические показатели. Об этом говорит опыт, например, проектов Сахалин-1 и Сахалин-2.

То есть предлагаемый способ предпочтительнее и с экологической точки зрения. Ибо при термогазовом способе не только требуется процесс удаления из добываемого газа азота, диоксида углерода и других компонентов, но и приходится еще сбрасывать в атмосферу нежелательный диоксид углерода.

- При сопоставлении предлагаемого способа с термогазовым способом остается неясным лишь вопрос о сравнительной эффективности двух соответствующих механизмов извлечения углеводородов из керогенсодержащей матрицы. Достоверный ответ здесь возможен на основе сопоставительных как лабораторных, так и промысловых исследований.

Поэтому еще раз оговариваем целесообразность опытно-промышленных работ, так как выполнить сопоставительные лабораторные эксперименты, учитывающие все существенные факторы, применительно к термогазовому и предлагаемому способу представляется нереалистичным.

Таким образом, предлагаемый способ разработки залежи нефти в баженовской свите, с одной стороны, технологически реализуем, ибо он включает в себя известные и апробированные решения. С другой стороны, он характеризуется многими преимуществами по сравнению с термогазовым способом и способом-прототипом.

1. Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, отличающийся тем, что реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают 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 T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-T2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый на месторождении.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа используют метан или сухой природный газ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве закачиваемого газа используют углекислый газ.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку газа сопровождают закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения закачиваемого газа растворителем.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что чередуют закачку оторочек метана, углекислого газа, растворителей или обогащенного растворителями газа, а также газа сепарации.

7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при снижении эффективности рассматриваемых трех этапов в одном из циклов, выраженной в накопленной добыче нефти за цикл, в нагнетательную скважину закачивают воду или полимерные, гелевые растворы в качестве потокоотклоняющего агента.

8. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при наличии аномально высокого пластового давления - АВПД в первых циклах нагнетательные скважины эксплуатируют в качестве добывающих до снижения пластового давления не ниже гидростатического.

9. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что в начальные моменты времени нагнетательную и добывающие скважины эксплуатируют одновременно, со своими функциями, до момента времени, когда дебиты нефти добывающих скважин не достигнут заданных минимальных значений.

10. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что на первых этапах начальных циклов производят одновременную закачку газа как в нагнетательную, так и в добывающие скважины.

11. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при толщинах пласта более 12-13 м забои добывающих и нагнетательных скважин разносят по вертикали, как в способе вертикально-латерального заводнения.



 

Похожие патенты:

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.

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. 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

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 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. После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода 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 тсут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

Наверх