Способ разработки нефтематеринских отложений


 


Владельцы патента RU 2612063:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО2, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.

 

Способ разработки нефтематеринских отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских сланцевых отложений, для которых закачка воды не эффективна.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка (патент РФ №2303126, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению, замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее, чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м3/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м3/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072 кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке нефтематеринских, слабопроницаемых, сланцевых и преимущественно гидрофобных коллекторов. Попытка закачать воду в такие породы, даже в циклическом режиме, приводит к их гидроразрыву, а не к нефтевытеснению. В результате нефтеотдача остается низкой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских отложений, включающем бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин, закачку рабочего агента в скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, выбирают месторождение, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД, скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые, все скважины выполняют добывающими, после периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют, аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения.

Сущность изобретения

Под нефтематеринскими отложениями здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10-6 мкм2). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10-3 мкм2). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу нефтематеринских отложений существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основной проблемой является поддержание пластового давления. Ввиду достаточно низкой проницаемости коллектора и его преимущественной гидрофобности, закачка воды значительно затруднена. При этом увеличение давления закачки приводит лишь к гидроразрыву. Разработка на естественном режиме характеризуется резким падением дебита жидкости и низкой конечной нефтеотдачей. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать нефтематеринские отложения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтематеринских отложений со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими скважинами. При возможности используют скважины, уже пробуренные на данный или другие объекты, совпадающие в структурном плане. Причем пробуренные скважины могут быть уже с проведенным гидроразрвом пласта. Скважины обустраивают, осваивают и пускают в добычу. После периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин:

qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0,(1)

где qж – текущий дебит жидкости скважины, м3/сут,

qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м3/сут,

Pз – текущее забойное давление, МПа,

Рпл0 – начальное пластовое давление, МПа,

данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО2.

Закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут. Под давлением закачки понимается давление на забое скважины при закачке рабочего агента. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды.

Далее скважину пускают в добычу. Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1) на той же скважине. Аналогичные операции проводят на всех скважинах участка нефтематеринских отложений.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет вывести закачку СО2 в разряд эффективных, с точки зрения экономики, технологий.

Остановка скважины при дебите жидкости более чем 30% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента, согласно расчетам, нецелесообразна, т.к. для большинства нефтематеринских отложений при qж > 0,3·qж0 обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при Pз < 0,3·Рпл0 определено, согласно исследованиям, как наиболее оптимальное, т.к. при Pз > 0,3·Рпл0 не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора.

Использование углекислого газа для поддержания пластового давления в нефтематеринских отложениях наиболее оправдано, т.к. данный газ легче всего проникает по гидрофобным трещинам в глубь пласта (в отличие от воды), а также легко растворяется в нефти. Следует отметить, что для углекислого газа общеизвестна критическая точка - 31 °С и 7,1 МПа, т.е. такое значение температуры и давления соответственно, при котором углекислый газ переходит в жидкую фазу. Предлагаемый способ как раз направлен на то, чтобы на начальном этапе закачки СО2 был в газообразном состоянии, проникая глубже в пласт. Далее, с постепенным увеличением пластового давления, закачиваемый СО2 будет переходить в жидкую фазу, повышая давление закачки. Однако следует учитывать негативное влияние СО2 на металлическое оборудование. Во избежание коррозии следует закачивать СО2 через насосно-компрессорные трубы, устойчивые к коррозии.

Постепенное увеличение расхода СО2 от 0 до максимальной при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, согласно исследованиям, позволяет избежать газоразрыва пласта на начальном этапе закачки и при необходимости его инициировать на заключительном этапе данного цикла закачки. Необходимость в газоразрыве, а при жидком состоянии СО2 – и в гидроразрыве, определяется для каждого участка коллектора индивидуально, т.к. нефтематеринские отложения значительно неоднородны и нет возможности обобщить данную необходимость для всех коллекторов. Следует отметить, что для горизонтальных скважин применяют многостадийный газо- или гидроразрыв пласта, т.е. с разделением ствола на секции. Значение максимального давления закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн определено, согласно моделированию, как наиболее оптимальное. Закачка рабочего агента до этого значения давления позволяет практически полностью восстановить пластовое давление, как минимум в зоне отбора.

Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 10 сут, согласно расчетам, не эффективна, т.к. давление для большинства нефтематеринских коллекторов не успевает перераспределиться, а более 100 сут – уже не приводит к изменению давления.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринских отложений.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Доманиковые отложения речинского горизонта сланцевой нефти (признанные как нефтематеринские отложения) Бавлинского месторождения, средняя абсолютная проницаемость которого варьируется в пределах 0,001-5 мД и составляет в среднем 2 мД, размеры залежи 1500х2500 м, средняя толщина 30 м, разбуривают 30 вертикальными и наклонно-направленными добывающими скважинами. Начальное пластовое давление составляет Рпл0 = 15 МПа. Скважины обустраивают, в качестве насосно-компрессорных труб используют стеклопластиковые трубы (фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб»). После освоения скважины пускают в добычу.

Через 1,5 года эксплуатации в одной из скважин с начальным дебитом жидкости qж0 = 25 т/сут, дебит жидкости снизился до qж = 0,3·qж0 = 0,3·25 = 7,5 т/сут при Pз = 0,3·Рпл0 = 0,3·15 = 4,5 МПа. Данную скважину переводят под закачку углекислого газа. Закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax = 650 м3/сут, где максимальный расход СО2 был зафиксирован при давлении закачки Pзак = 1,0·Pгорн = 35 МПа. Закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10 сут. Затем скважину пускают в добычу.

Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1). Аналогичные операции проводят на всех скважинах доманиковых отложений Бавлинского месторождения.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Бурят горизонтальные скважины, горизонтальные стволы разделяют пакерами. Значение максимального давления закачки Pзак = 0,8·Pгорн = 0,8·35 = 28 МПа. Скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 100 сут.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Бурят многозабойные горизонтальные скважины, каждый ствол отделяют пакерами.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Для разработки доманиковых отложений используют существующие вертикальные скважины, отобравшие запасы из нижележащего кыновско-пашийского горизонта.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Из существующих вертикальных скважин, отобравших запасы из нижележащего кыновско-пашийского горизонта, забуривают боковые горизонтальные стволы.

Пример 6. Выполняют, как пример 1. Используют уже пробуренные горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта.

В результате разработки участка нефтематеринских отложений, которое ограничили снижением дебитов нефти по каждой скважине менее экономически рентабельного значения 0,5 т/сут при невозможности его дальнейшего увеличения закачкой СО2, было добыто 1849,7 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,289 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 966,4 тыс.т нефти, КИН составил 0,151 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,138 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения нефтематеринских сланцевых отложений за счет поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Способ разработки нефтематеринских отложений, включающий бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин, закачку рабочего агента в скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что выбирают месторождение, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД, скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые, все скважины выполняют добывающими, после периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют, аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Технический результат - интенсификация добычи нефти. По способу предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти. После этого осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину. Затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины. Далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности. Достижение этого показателя устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него. Вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи. 3 ил., 3 табл.,1 пр.

Способ может быть использован на предприятиях газодобывающей, газоперерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер. Способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений осуществляется на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками. Первое месторождение является истощаемым, а второе – высокопродуктивным. Месторождения различаются содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе. Способ осуществляется закачкой в пласты газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечения газожидкостной смеси. При этом диоксид углерода для закачки в пласты первого месторождения на начальной стадии работы вырабатывают из добываемого углеводородного газа второго, имеющего большее количество диоксида углерода. Соотношение примесей сероводорода и диоксида углерода в извлекаемом углеводородном газе для первого и второго месторождений (2-4):1 и 1:1 соответственно. На начальном этапе очистка газа из первого месторождения осуществляется в одну ступень с глубоким удалением одновременно сероводорода и диоксида углерода. По мере приближения соотношения примесей к 1:1 переходят на две ступени очистки – селективную и глубокую. Очистку добываемого газа второго месторождения постоянно осуществляют в две ступени. Извлеченный диоксид углерода направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа для последующего транспорта в жидком виде до первого месторождения. Закачку осуществляют в нагнетательные скважины, размещенные на участках добычи углеводородов. Извлеченный из продуктивных скважин газ, конденсат, в том числе ретроградный, и высокомолекулярные соединения разделяют на газовую и жидкую фазы. Газовую фазу транспортируют на газоперерабатывающие предприятия, а жидкие на нефтеперерабатывающие предприятия единого кластера. Технический результатом данного изобретения является повышение эффективности извлечения углеводородов истощенных залежей за счет формирования связей между промысловым и перерабатывающими элементами кластера с обеспечением его функционирования в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и продуктивности месторождений. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к обработке окружающей скважину среды для интенсификации притока. Технический результат – повышение эффективности обработки. По способу осуществляют цементирование обсадной колонны в стволе скважины. Обсадная колонна ствола скважины содержит клапан, расположенный ниже устройства дросселирования текучей среды. Устройство дросселирования текучей среды содержит трубный элемент с седлом, расположенным в канале трубного элемента, и пробку для установки на седло. Осуществляют открытие клапана для установления гидравлического сообщения обсадной колонны ствола скважины с окружающей скважину средой. Устанавливают пробку на седло для дросселирования гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют опрессовку обсадной колонны ствола скважины. Без дополнительного геотехнического мероприятия в стволе скважины удаляют часть пробки, чем обеспечивают увеличение гидравлического сообщения между обсадной колонной ствола скважины и окружающей скважину средой. Выполняют обработку для интенсификации притока в окружающей скважину среде. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх