Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2530007:

СПАЛЕТТА ИНВЕСТМЕНТС ЛТД (CY)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3. В составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи.

Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и полимердисперсной системы (ПДС), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м3 каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины (Патент РФ №2044872, опубл. 27.09.1995).

Известный способ зачастую бывает невоспроизводим, т.к. при закачке 50 м3 ПДС возможно снижение приемистости на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной ПДС способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Перед второй и последующих закачках ПДС определяют приемистость нагнетательной скважины и сравнивают с приемистостью этой нагнетательной скважины перед первой закачкой ПДС, при возрастании приемистости скважины на 50-100% проводят повторную закачку ПДС до достижения приемистости скважины, равной 50-100% приемистости скважины после первой закачки ПДС. При повторной закачке ПДС используют модифицированную ПДС (Патент РФ №2164593, опубл. 27.03.2001 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи, возникающей вследствие применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, согласно изобретению анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента, при плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 иснижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%, при плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3, при этом в составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи возникает необходимость повышения степени охвата залежи воздействием рабочего агента, закачиваемого через нагнетательные скважины. Закачиваемые поочередно с рабочим агентам ПДС зачастую оказывают слабое воздействие и приводят к минимальному снижению обводненности добываемой продукции, незначительному повышению нефтеотдачи залежи. Наблюдается невысокая воспроизводимость результатов разработки по достигаемой нефтеотдаче залежи. Это является следствием применения ПДС без учета свойств залежи и без подбора качественного и количественного состава ПДС применительно к конкретной залежи. Все это снижает эффективность применения ПДС и нефтеотдачу залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности действия ПДС и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяного месторождения ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. Анализируют свойства каждой залежи разрабатываемого месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. На скважине, выбранной для проведения работ, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве ПДС подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера в ПДС увеличивают на 30%, а при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3. В составе ПДС используют дисперсные частицы с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Заявленные параметры залежи выбраны исходя из следующих соображений.

Пористость 5% является минимально возможной пористостью для применения ПДС. При такой пористости используют ПДС, снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%.

Дисперсную фазу в ПДС используют в виде их суспензии с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Снижение гидропроводности промытых каналов залежи определяют следующим образом.

Гидропроводность - способность пласта коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры. Гидропроводность - комплексная характеристика пласта, вычисляется по формуле:

ε=(k×h)/µ,

где k - проницаемость горных пород, мкм2; h - толщина пласта, м; µ - вязкость жидкости, насыщающей поры пласта, мПа·с.

В промысловых условиях изменение фильтрационных свойств прискважинной зоны и эффективность закупорки трещин базируется на результатах исследований кривых падения давления, а также по изменению профиля приемистости скважин до и после проведения воздействия ПДС. Эффективность геолого-технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин определяется двумя составляющими:

- перераспределение потоков в виде относительного изменения гидропроводности отдельных интервалов или их полная изоляция (до 100%);

- изменение принимающей толщины скважины.

Дифференцированное влияние на профиль приемистости составов ПДС обусловлено следующим. Маловязкие крупнодисперсные растворы с твердыми наполнителями закупоривают в основном высокопроницаемые интервалы и трещины, что приводит к их отключению из работы. Максимально принимающий интервал перемещается по высоте в другой пропласток, что приводит к изменению картины профиля приемистости. Общая работающая толщина пласта может увеличиваться, но это уже обеспечивается подключением других ранее не работавших интервалов. Немаловажным фактором, способствующим процессу последующего подключению в работу новых интервалов продуктивного пласта и повторному раскрытию трещин, является то, что в части нагнетательных скважин давление нагнетания может превышать давление разрыва пластов. Это способствует перераспределению закачиваемых потоков. При этом вновь образующиеся каналы не настолько еще промыты, как существовавшие, но их становится больше.

Таким образом, после воздействия ПДС может происходить частичная изоляция прежних интервалов с одновременным проникновением состава в глубь пласта либо полная закупорка работавших интервалов (до 100%) и последующее за этим открытие новых.

В качестве параметра, характеризующего седиментационную устойчивость ПДС, используют коэффициент относительной седиментационной устойчивости КОСУПДС, который определяют по формуле:

КОСУПДС=(Vопт.ПДС-Vтек.ПДС)/Vопт.ПДС,

где Vопт.ПДС - скорость седиментации частиц ПДС при оптимальном соотношении количества полимера и суспензии дисперсных частиц, необходимых для максимальной флокуляции, м/сек;

Vтек.ПДС - скорость седиментации частиц ПДС при текущем соотношении полимера и суспензии дисперсных частиц в области стабилизации, м/сек.

Для нахождения оптимального количества раствора полимера для флокуляции дисперсных частиц изучают скорость оседания методом непрерывного взвешивания осадка с использованием торсионных весов ВТ-500. Навеску дисперсных частиц затворяют в воде и оставляют для набухания в течение 1 часа. Затем полученную суспензию переносят в измерительный цилиндр, взбалтывают и фиксируют массу осадка через определенные промежутки времени до постоянного веса. Скорость осаждения рассчитывают как отношение массы осадка ко времени осаждения. Затем аналогично исследуют скорость осаждения дисперсных частиц в присутствии полимера. Концентрацию полимера увеличивают до тех пор, пока не достигают максимального флоккулирующего эффекта, при котором наблюдается наиболее высокая скорость седиментации частиц ПДС - Vопт.ПДС. При дальнейшем увеличении концентрации полимера происходит стабилизация, заключающаяся в снижении скорости оседания частиц ПДС за счет увеличения вязкости дисперсионной фазы.

Седиментационная устойчивость частиц ПДС определяется гидродинамическими факторами: вязкостью и плотностью дисперсионной среды, размерами и плотностью частиц дисперсной фазы.

Применение ПДС с определенными свойствами приводит к повышению нефтеотдачи залежи.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Залежь имеет следующие характеристики: мощность залежи - 10 м, глубина водонефтяного контакта 1200 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 35°С, пористость в пределах от 5 до 30%, размер пор составляет 0,0002…0,5 мм и более, проницаемость 250 мкм2, нефтенасыщенность 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях 7,0 мПа·с, плотность нефти 0,84 г/см3, минерализация пластовой воды 240 г/л. Текущая средняя обводненность добываемой продукции по залежи 75%.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через 3 нагнетательные скважины и отбирают продукцию - водонефтяную эмульсию через 6 добывающих скважин.

Текущая нефтеотдача залежи составляет 0,53.

Работы проводят на нагнетательной скважине №1. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1018 кг/м3, т.е. до 1020 кг/м3. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,85, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 50%, т.е. в пределах от 5 до 100%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 85% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиакриламид - 0,08%, глинопорошок - 3%. КОСУПДС=(Vопт.ПДС-Vтек.ПДС)/Vопт.ПДС=0,85.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС.

В результате нефтеотдача залежи составила 68%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 56%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

Работы проводят на нагнетательной скважине №2. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1070 кг/м3, т.е. в пределах от 1020 до 1100 кг/м3. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,89, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 100%, т.е. в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 оптимальная концентрация полиакрилонитрила в составе ПДС составляет 0,08%, при плотности минерализованной воды от 1020 до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают на 30% - до 0,11%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиакрилонитрил 0,11%, кварцевый песок 2,5%.

КОСУПДС=(Vопт.ПДС-Vтек.ПДС)/Vопт.ПДС=0,89.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС. В результате нефтеотдача залежи составила 69%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 55%.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

Работы проводят на нагнетательной скважине №3. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. В данном случае плотность минерализованной воды составляет 1200 кг/м3, т.е. более 1100 кг/м3. В качестве ПДС подбирают систему, обладающую в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости 0,8, т.е. менее 0,9, и снижающую гидропроводность промытых каналов залежи на 5%, т.е. в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 оптимальная концентрация полиоксиэтилена в составе ПДС составляет 0,8%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают на 60% - до 1,48%. В составе ПДС используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор продуктивного пласта. Перечисленным характеристикам соответствует ПДС следующего состава: полиоксиэтилен 1,48%, древесная мука 5%. КОСУПДС=(Vопт.ПДС-Vтек.ПДС)/Vопт.ПДС=0,8.

Объемы закачки полимердисперсной системы рассчитывают исходя из мощности залежи и приемистости нагнетательных скважин. При разработке залежи периодически каждые 0,5-3 года чередуют закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и ПДС.

В результате нефтеотдача залежи составила 65%. Применение способа-прототипа позволило достичь нефтеотдачи 51%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность действия полимердисперсной системы и, таким образом, повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, отличающийся тем, что анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента, при плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%, при плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3, при этом в составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Технический результат - повышение нефтевытесняющих свойств состава, увеличение проницаемости карбонатного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при паротепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления.
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Настоящее изобретение относится к полимерному материалу для проппанта, представляющему собой метатезис-радикально сшитую смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - уменьшение показателя высокотемпературной фильтрации бурового раствора. Высокоминерализованный утяжеленный буровой раствор на водной основе включает воду, биополимер, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот и дополнительно - карбонат кальция, смазочную добавку и полимерную композицию ЦЭПС-С, содержащую 80-90 мас.% гидролизованного цианэтилированного поливинилового спирта, синтезируемого путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и 10-20 мас.% оксиэтилцеллюлозы, при следующем соотношении компонентов бурового раствора, мас.%: биополимер 0,2-0,3, ЦЭПС-С указанного состава 0,2-0,3, карбонат кальция 3-5, смазочная добавка 0,5-1,0, смесь двух или трех солей кальция одноосновных кислот 24-52, вода остальное. 4 з.п. ф-лы, 5 табл.
Наверх