Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2584435:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют выделение на залежи участков с различной проницаемостью. Выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости. С учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами. При бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

 

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

Известен способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации, а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки, выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для одновременно-раздельной закачки, а добычу через добывающие скважины - с использованием установок для одновременно-раздельной эксплуатации (патент РФ №2443855, кл. Е21В 43/20, 43/14, опубл. 27.02.2012 г.)

Недостатком известного способа является невозможность регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента в зависимости от проницаемости зон залежи, а также вследствие интенсивного отбора продукции из низкопроницаемых участков невозможность достигать высокого коэффициента извлечения нефти из залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, уплотнение сетки скважин не более 4 га/скв., закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, среднепроницаемые и высокопроницаемые, уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах, при этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3, после снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта, затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке (патент РФ №2517674, кл. Е21В 43/30, Е21В 43/26, Е21В 43/20, опубл. 27.05.2014 - прототип).

Недостатком прототипа является невысокая нефтеотдача залежи, вызванная уплотнением сетки добывающих скважин только в низкопроницаемой зоне.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, согласно изобретению выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию - пластовое давление и газовый фактор.

При наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

При разработке неоднородной нефтяной залежи часть запасов остается невыработанной вследствие отсутствия охвата воздействием частей залежи вблизи границы между зонами с различной проницаемостью. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке неоднородной нефтяной залежи выделяют на залежи участки с различной проницаемостью, размещают на залежи на разных участках добывающие и нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. В ходе разработки выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами.

В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.

На фиг. 1 представлена схема участка залежи. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - участок низкой проницаемости, 2 - участок средней проницаемости, 3 - граница между участками низкой и средней проницаемости, 4 и 5 - нагнетательные скважины на участке средней проницаемости, 6 - добывающая скважина на участке низкой проницаемости, 7 - добывающая скважина на участке средней проницаемости, 8 - дополнительная добывающая скважина на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5.

Граница между участками 3 является как бы стеной, за которую рабочий агент, закачиваемый через нагнетательные скважины 4 и 5, расположенные на участке средней проницаемости 2, или не поступает, или поступает в весьма малом объеме. Основной объем рабочего агента направляется от нагнетательных скважин 4 и 5 к добывающей скважине 7, расположенной на отдалении от границы между участками 3. Скважина 8 на участке низкой проницаемости практически не оказывает влияния на разработку участка средней проницаемости, а рабочий агент от нагнетательных скважин 4 и 5 не поступает или поступает весьма ограниченно к скважине 8. Часть залежи вдоль границы между участками 3, находящаяся между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5, остается не охваченной воздействием, не вовлеченной в разработку. Появляется как бы застойная зона залежи. Представляет интерес вовлечь в разработку эту часть залежи. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют, какой объем рабочего агента был закачан в каждую из нагнетательных скважин 4 и 5 на текущий момент. Исходя из отбора нефти добывающей скважиной 7 с учетом компенсации отбора закачкой определяют примерную зону неохваченных запасов. На участке средней проницаемости в интервале между нагнетательными скважинами 4 и 5 размещают дополнительную добывающую скважину 8 в зоне неохваченных запасов нефти и вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью. В случае наличия факторов, приводящих к фонтанированию, например при повышенном пластовом давлении, перфорацию проводят перфоратором, спускаемым в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, что позволяет заглушить фонтанирующую скважину, а затем спустить глубинно-насосное оборудование и осуществить отбор нефти. Отбирают пластовую продукцию через дополнительную добывающую скважину 8, повышая нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают неоднородную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1650 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 37°С, мощность пласта 2 м, средняя пористость 20%, средняя проницаемость 300 мД, нефтенасыщенность 80%, вязкость нефти 7 спз, плотность нефти 0,87 г/см3, коллектор терригенный глинистый.

На залежи выделяют участки с различной проницаемостью (фиг. 1).

На участке низкой проницаемости 1 проницаемость составляет 90-115 мД, пористость 18-18,8%, глинистость 2,5-3%, коллектор - глинистый песчаник.

На участке средней проницаемости 2 проницаемость составляет 230-265 мД, пористость 20-21,9%, глинистость 0,7-1,5%, коллектор - песчаник.

Обводненность добываемой продукции скважины 7 составляет 41%. Исходя из объема закачанного рабочего агента через нагнетательные скважины 4 и 5 предполагают, что не все запасы между скважинами 4 и 5 выработаны. Бурят дополнительную добывающую скважину 8 на участке средней проницаемости 2 вблизи границы 3 между участками с низкой 1 и средней 2 проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами 4 и 5. При бурении отмечают повышенное пластовое давление.

При вскрытии скважины 8 обнаружено, что пластовое давление в зоне скважины 8 повышенное. Перфорируют скважину 8 в интервале продуктивного пласта перфоратором, спущенным на колонне насосно-компрессорных труб. Скважина фонтанирует безводной нефтью, несмотря на то, что находится между двумя нагнетательными скважинами 4 и 5 с общей закачкой (204+235)=439 тыс. м3. Делают вывод, что наличие зон с различной проницаемостью приводит к различию в состоянии выработанности, в частности по обводненности, и, как следствие, к различию газового фактора продукции. Наличие высокого газового фактора в процессе перфорации может привести к неконтролируемому фонтанированию и, как следствие, к многим нежелательным последствиям, в частности проблемам, связанным с экологическими вопросами, а также технологическим - простою скважины из-за трудностей с глушением и невозможностью внедрения глубинно-насосного оборудования.

Расчет нефтеотдачи залежи с учетом работы добывающей скважины 8 показал, что нефтеотдача увеличивается на 2,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий выделение на залежи участков с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки добывающих скважин, отличающийся тем, что выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью, вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы, для чего анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости, с учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин, а уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами, при этом при бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии факторов, приводящих к фонтанированию, перфорацию дополнительной добывающей скважины проводят перфоратором на колонне насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. По способу замеряют приемистость нагнетательной скважины. Подают продукцию одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Замеряют количество сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти, плотность нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Делят скважинную продукцию на частично обезвоженную нефть, газ и воду. Направляют частично обезвоженную нефть и газ в сборный коллектор. Подают сброшенную воду в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта. При совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненного с возможностью изменения подачи и, в том числе, минимальной подачи. Определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор. При удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину. Замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды. Затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Увеличение подачи воды производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. При этом, когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф повышают давление поступающей скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды, и/или пропускают через скважину или шурф всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору. Повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор. При этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. Технический результат - повышение нефтеизвлечения при разработке нефтяных пластов с высокой степенью выработанности. По способу определяют участки пласта, где накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов превышает 80%. На данных участках в одну или несколько добывающих скважин закачивают оторочку нефти из данного пласта. Эту оторочку продавливают водой с общей минерализацией не менее 50% от пластовой воды. После этого скважины пускают в добычу. Соотношение объема закачиваемой нефти к объему продавливаемой воды составляет от 1:10 до 1:100. Закачку оторочки нефти с продавкой ее водой ведут при остановленных на время проведения операций ближайших скважинах, расположенных на расстоянии 500 м и менее к рассматриваемым. Расход подбирают такой же либо меньший расхода воды в ближайшие нагнетательные скважины. Объем закачиваемой оторочки нефти в одну скважину рассчитывают по аналитическому выражению. 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке нефтяной залежи разработку участка залежи ведут на естественном режиме до снижения пластового давления до 55-65% от начального, обводненности добываемой продукции 50-60% и добычи не более 10% извлекаемых запасов. Эксплуатируют добывающую скважину, расположенную в центре участка разработки, до достижения наименьшего дебита, максимальной обводненности и минимального пластового давления в районе скважины среди всех добывающих скважин. Переводят добывающую скважину в нагнетательную, закачивают рабочий агент через переведенную скважину. Увеличивают пластовое давление на участке разработки до 75-80% от начального и разрабатывают залежь на вновь установленном режиме. 1 пр.

Изобретение относится к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Нагнетательные скважины между пластами оборудуют седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх при расположении водоносного пласта ниже нефтеносного или сверху вниз при расположении водоносного пласта выше нефтеносного. При расположении водоносного пласта ниже нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. При расположении водоносного пласта выше нефтеносного клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде больше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовой нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой. Технический результат - сокращение объемов добываемой попутной пластовой воды, снижение обводненности добываемой продукции. По способу осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Пластовую продукцию отбирают через добывающие скважины. Предусматривают проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы. При этом проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта. Второй горизонтальный ствол проводят в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола. Осуществляют перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости. Проводят закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно осуществляют закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала. Прекращают закачку и проводят технологическую выдержку. Осуществляют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины. 3 пр.
Наверх