Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения



Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения
Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2535762:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.

 

зобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области интенсификации добычи углеводородов из неоднородных нефтяных месторождений с вытеснением нефти водой.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №681993, МПК. Е21В 43/20, опубл. 23.12.1991 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины. В продуктивный пласт закачивают оторочку вязкого раствора полимера с последующей закачкой воды. Сущность способа заключается в том, что полимерный раствор, проникая в первую очередь в высокопроницаемые пропластки, увеличивает их фильтрационное сопротивление, за счет чего нагнетаемая вслед за оторочкой вода направляется в менее проницаемые интервалы, что обуславливает как увеличение охвата пласта вытеснением, так и повышение нефтеотдачи.

Недостатками данного способа являются неполный охват пласта заводнением, так как в низкопроницаемые интервалы пласта полимер не может проникнуть ввиду того, что характерный диаметр микроканалов этих интервалов меньше, чем размер макромолекул полимера. Поэтому, когда через единый фильтр закачивается оторочка полимера в пласт, сложенный разнопроницаемыми пропластками, та часть коллекторов, пористая среда которых имеет средний размер пор меньший, чем размер макромолекулярного клубка, может быть заблокирована (как бы "заклеена") закачиваемым полимером, в результате чего уменьшается охват пласта при последующем заводнении. Невозможно определить неоднородность коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (патент RU №2095555, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.1997 г.), включающий в себя закачку через нагнетательные скважины оторочки раствора полимера с последующим вытеснением водой. В каждый пропласток одновременно-раздельно закачивают оторочки растворов полимеров, причем в высокопроницаемые пропластки закачивают полимеры высокой молекулярной массы, а в низкопроницаемые пропластки закачивают полимеры низкой молекулярной массы, а полимер подбирают из условия, чтобы средний размер макромолекул был меньше среднего диаметра поровых каналов.

Недостатками способа являются неполный охват пласта заводнением, низкая эффективность из-за нестабильности закачиваемого в пласт агента, узкая область применения (только неоднородность по вертикали), невозможность определения неоднородности коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой пластовой температурой 90°C и выше или при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C (патент RU №2467165, МПК Е21В 43/12, 33/13, опубл. 20.11.2012 г.), включающий закачку в пласт водного раствора соли алюминия и карбамида, при этом закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 1,0-3,0, карбамид 3,75-15,0 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте золь, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 3,5-17,0, карбамид 16,0-30 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте гель.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за работы только в скважинах с 100-320°C, неполный охват пласта заводнением, низкая эффективность из-за закачки реагента без учета площади охвата, невозможность определения неоднородности коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение конечной нефтеотдачи.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин.

Новым является то, что производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения.

Сущность изобретения.

Разработка неоднородных нефтяных месторождений характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефтей и темпа отбора за счет осуществления площадной закачки теплоносителя.

На фиг. 1 представлена схема до начала реализации предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения,

где 1 - участок неоднородного нефтяного месторождения; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающие скважины; I, II, III - зоны с различной проницаемостью коллектора, 4 - изотермы.

На фиг. 2 представлена схема после реализации предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения в процессе закачки полимерного раствора.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 (фиг. 1) проектируют размещение сетки скважин. Расчет величины остаточных запасов и коэффициент извлечения нефти производят на основе гидродинамического моделирования участка нефтяного месторождения 1. Далее по проектной сетке бурят нагнетательные скважины 2 и добывающие скважины 3. Через нагнетательные скважины 2 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 3 отбирают продукцию. В качестве рабочего агента используют теплоноситель. Пускают скважины 2 и 3 в эксплуатацию и вводят месторождение 1 в разработку.

Затем по данным термометрии выделяют зоны различной проницаемости I, II, III вокруг нагнетательной скважины 2 из определения протяженности зон и площади I, II и III с близкой температурой (строят изотермы).

После чего производят площадную закачку теплоносителя в нагнетательные скважины 2.

В зависимости от вязкости нефти и температуры пласта в различных зонах I, II, III определяют вид водоизолирующего состава и его концентрацию.

После чего определяют количество изолирующего состава и продавочной жидкости для заполнения зональной неоднородности I, II и III.

Необходимые объемы закачки рабочего агента в зоны I, II, III рассчитывают по следующим формулам:

где VI - объем зоны I, м3;

SI - площадь зоны I, м2;

Нпл - усредненная толщина пласта в зоне I, м.

где VII - объем зоны II, м3;

SII - площадь зоны II, м2.

где VIII - объем зоны III, м3

SIII - площадь зоны III, м2.

Объемы закачки вытесняющего агента рассчитываются по формулам:

где Vот - объем закачиваемой оторочки, м3;

VзI - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону I, м3;

где VзII - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону II, м3;

где VзIII - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону III, м3.

При этом изоляцию производят равными оторочками с различной концентрацией водоизолирующего агента (например, полимерный состав), так как для заполнения больших по площади зон закачивают водоизолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон для выравнивания проницаемости месторождения. Объем закачки оторочки составляет 3-6 м3. При этом для пластов толщиной 20 м используют примерно 6 м3 оторочки, а для пластов толщиной менее 20 м - около 3 м3.

После окончания закачки полимерного раствора продвижение по пласту осуществляют закачкой горячей водой.

Такое выполнение способа обеспечивает наиболее оптимальный режим вытеснения нефти за счет свободного проникновения полимерных растворов и воды в нефтенасыщенное поровое пространство. При этом удается избежать блокировки вязких участков, что позволяет увеличить охват пласта вытеснением и в итоге повысить его конечную нефтеотдачу по сравнению с известным способом.

Пример конкретного выполнения 1.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 пробурили по треугольной сетке добывающие 3 и нагнетательные 2 скважины с расстоянием между скважинами 400 м. Через нагнетательные скважины 2 закачали рабочий агент, через добывающие скважины 3 отобрали продукцию. В качестве рабочего агента используют горячую воду (t=90°C). Пустили скважины 2 и 3 в эксплуатацию и ввели месторождение 1 в разработку.

Провели замеры пластовой температуры (построили изотермы с шагом 20°C) и вязкости нефти и по данным термометрии выделили три зоны с различной пластовой температурой и вязкостью.

После чего закачали оторочку изолирующего состава (например, полиакриламид, глинопорошок и т.д.) в нагнетательную скважину 2 в объеме 4 м3. Закачку произвели в следующей последовательности: сначала в зону III, затем в зону II и далее в зону I. При этом температура пласта в зоне I составила 80°C, в зоне II - 60°C, в зоне III - 40°C. Площадь зоны I в горизонтальной проекции составила 100 м2, зоны II - 300 м2, зоны III - 600 м2. Средняя водонасыщенная толщина пласта составила 4 м. При этом произвели закачку оторочками изолирующего состава с продавочной жидкостью в объеме, равном для зоны III - 1196 м3; для зоны II - 796 м3; для зоны I - 396 м3. Причем концентрация в зоне I, II, III составляла соответственно 6%, 18%, 36%.

После закачки рассчитанного объема вытесняющего агента закачку прекратили и оставили на реагирование на 6 суток.

Пример конкретного выполнения 2.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 пробурили по треугольной сетке добывающие 3 и нагнетательные 2 скважины с расстоянием между скважинами 300 м. Через нагнетательные скважины 2 закачали рабочий агент, через добывающие скважины 3 отобрали продукцию. В качестве рабочего агента используют горячую воду (t=90°C). Пустили скважины 2 и 3 в эксплуатацию и ввели месторождение 1 в разработку.

Провели замеры пластовой температуры (построили изотермы с шагом 20°C) и вязкости нефти и по данным термометрии выделили три зоны с различной пластовой температурой и вязкостью.

После чего закачали оторочку изолирующего состава (например, полиакриламид, глинопорошок и т.д.) в нагнетательную скважину 2 в объеме 3 м3. Закачку произвели в следующей последовательности: сначала в зону III, затем в зону II и далее в I. При этом температура пласта в зоне I составила 70°C, в зоне II - 50°C, в зоне III - 30°C. Площадь зоны I в горизонтальной проекции составила 50 м2, зоны II - 150 м2, зоны III - 300 м2. Средняя водонасыщенная толщина пласта составила 4 м. При этом произвели закачку оторочками изолирующего состава с продавочной жидкостью в объеме, равном для зоны III - 597 м3; для зоны II - 397 м3; для зоны I - 197 м3. Причем концентрация в зоне I, II, III составляла соответственно 6%, 18%, 36%.

После закачки рассчитанного объема вытесняющего агента закачку прекратили и оставили на реагирование на 5 суток.

Благодаря применению предложенного способа разработки неоднородного нефтяного месторождения коэффициент охвата увеличился в 1,5-2 раза, нефтеотдача возросла на 15%.

Предлагаемый способ позволит увеличить охват неоднородного месторождения воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, выровнять проницаемость месторождения, повысить коэффициент конечной нефтеотдачи.

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, отличающийся тем, что производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из коллектора. Технический результат - повышение производительности добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

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 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.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.
Наверх