Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80% с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения. Изначально разбуривают нефтяную часть в водонефтяной зоне с использованием вертикальных скважин. Скважины перфорируют в нефтенасыщенной части пласта, затем закачивают воду для поддержания пластового давления. При достижении обводненности 80% в добывающих и нагнетательных скважинах создают дополнительные перфорационные отверстия в переходной зоне. При этом в скважинах начинают попеременную закачку углекислого газа и воды с выполнением условия смешивающегося вытеснения. Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений за счет осуществления смешивающегося вытеснения в обводненной и переходной зонах для доизвлечения запасов остаточной нефти. 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки.

Сущность изобретения заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80%. Затем производится дострел переходной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах ниже водонефтяного контакта, после чего начинается чередующуюся закачка углекислого газа и воды, обеспечивающая смешивающееся вытеснение. Пластовое давление должно быть выше давления смешиваемости нефти с углекислым газом, а залежь нефти иметь переходную зону не менее 3 метров.

Известен способ разработки [Способ разработки массивных залежей нефти с трещиновато-пористо-кавернозными породами, патент №1343914, опубликован 09.08.1995], при котором месторождение разрабатывают поэтажно-поэтапным способом. В период отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, пробуренные на следующий этаж, через скважины, пробуренные на верхний этаж, закачивают вместе с нефтью углекислый газ (СО2). В результате растворения в пластовой нефти СО2 на первом этапе разработки возрастает пластовое давление, увеличиваются объемный коэффициент пластовой нефти, ее газосодержание и давление насыщения и создаются условия для возобновления эксплуатации скважин первого этажа. После прекращения добычи и закачки СО2 переходят на разработку более нижнего этажа и одновременно закачивают СО2 через скважины, пробуренные на предыдущий этаж. Отбор пластовых флюидов производят через скважины, пробуренные на верхний этаж.

Недостатком данного способа является то, что данный способ подходит только для массивных залежей нефти, сложенных трещиновато-пористо-кавернозными породами. Для терригенных пластовых сводовых залежей данный способ разработки неприменим.

Преимуществом предлагаемого решения является то, что он может применяться на поздних стадиях разработки для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти, а также запасов нефти в переходной зоне.

Выработка запасов нефти на поздних стадиях разработки является сложной задачей ввиду высокой обводненности продукции, которая связана с промывкой зон, вовлеченных в дренирование. С увеличением обводненности рентабельность добычи нефти снижается. Однако при заводнении в процесс разработки вовлечены только подвижные запасы нефти, которые определяются коэффициентом вытеснения. До 40-60% нефти является остаточной, то есть не вовлекается в процесс дренирования при вытеснении водой. Однако при смешивающемся вытеснении становится возможным вытеснить до 100% из зоны, вовлеченной в процесс дренирования. Агентами при смешивающемся вытеснении являются углеводородные и неуглеводородные газы. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показал, что в качестве надежного агента для обеспечения полного смешивания нефти и газа в наибольшей степени подходит углекислый газ. Давления полного смешивания углекислого газа с нефтью, как правило, на 30-50% ниже пластового.

Для осуществления рассматриваемого способа разработки рекомендуется на поздних стадиях, когда обводненность скважин превышает 80%, вместо обычного заводнения начинать осуществлять водогазовое воздействие, где в качестве рабочего агента использовать углекислый газ. Закачка углекислого газа позволяет снизить обводненность до 30-60%, при этом прирост нефтеотдачи по данным расчетов на гидродинамической модели может составить до 70%. Следующим этапом необходимо достреливать и переходную зону ниже водонефтяного контакта как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, поскольку в переходной зоне также содержатся запасы остаточной нефти. Вовлечение в разработку переходной зоны позволяет увеличить нефтеотдачу еще на 10-20% и повысить экономическую рентабельность проекта.

Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных месторождений за счет осуществления смешивающегося вытеснения в обводненной и переходной зонах для доизвлечения запасов остаточной нефти.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в породе осуществляется процесс смешивающего вытеснения, в результате чего в разработку вовлекаются остаточные запасы нефти как над водонефтяным контактом, так и под ним.

Изобретение сопровождается рисунками.

На фиг. 1 изображено: 1 - добывающая скважина, 2 - ствол скважины, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - перфорационные отверстия, 5 - нагнетательная скважина, 6 - направления фильтрационных потоков, 7 - нефтяная часть пласта, 8 - водонефтяной контакт, 9 - переходная зона, 10 - зеркало чистой воды, 11 - водонасыщенная зона.

На фиг. 2 изображено: 1 - добывающая скважина, 2 - ствол скважины, 3 - эксплуатационная колонна, 4 - перфорационные отверстия, 5 - нагнетательная скважина, 6 - направления фильтрационных потоков, 7 - нефтяная часть пласта, 8 - водонефтяной контакт, 9 - переходная зона, 10 - зеркало чистой воды, 11 - водонасыщенная зона, 12 - дополнительные перфорационные отверстия.

Способ разработки нефтяного месторождения осуществляется следующим образом: нефтяная часть залежи 7, находящаяся в водонефтяной? разбуривается с использованием вертикальных добывающих 1 и нагнетательных скважин 5 согласно принятой системе разработки. Система разработки и расположение скважин определяя.тся исходя из геолого-физических особенностей пласта и флюида. При бурении скважин вертикальный ствол бурится до подошвы пласта или до нижней границы переходной зоны (зеркала свободной воды) 10. Ниже зеркала свободной воды находится полностью водонасыщенная часть 11, выше - переходная зона 9, где нефтенасыщенность ниже или равна остаточной. Выше водонефтяного контакта 8 находится нефтенасыщенная часть пласта 4. После бурения ствола скважины 2 в него спускается эксплуатационная колонна 3, а межтрубное пространство цементируется. Затем скважины перфорируются в нефтенасыщенном интервале, в результате чего возникают перфорационные отверстия 4, связывающие пласт и скважину. Затем происходит разработка нефтенасыщенного пласта с закачкой воды согласно принятым проектным решениям, фильтрационные потоки 6 направлены от нагнетательных скважин к добывающим. При достижении обводненности 80% в скважинах создают дополнительные перфорационные отверстия 12, при этом в скважины начинают попеременную закачку углекислого газа и воды с целью обеспечения смешивающегося вытеснения. Вытеснение нефти углекислым газом и водой происходит как в нефтенасыщенной, так и в переходной зонах пласта. В результате этого вырабатываются остаточные запасы нефти в нефтенасыщенной части, а также не вовлеченные в разработку запасы нефти переходной зоны.

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание нефтяной части в водонефтяной зоне с использованием вертикальных скважин, перфорацию в скважинах нефтенасыщенной части пласта, закачку воды для поддержания пластового давления и вытеснения нефти до обводненности 80%, отличающийся тем, что включает перфорацию в скважинах вначале только нефтенасыщенной части пласта, последующую перфорацию переходной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах, попеременную закачку углекислого газа и воды в нефтяную часть и переходную зону с выполнением условия смешивающегося вытеснения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Перед бурением скважин определяют зоны совмещения в плане двух нефтеносных объектов разной стратиграфической принадлежности с расстоянием между ними по вертикали от 100 до 400 м, выделяют зоны нефтеносных объектов толщиной от 0,5 до 50 м. При толщине нефтеносных объектов от 0,5 до 4 м бурят как минимум одну вертикальную скважину и разрабатывают одновременно-раздельным способом нефтеносные объекты. При толщине нефтеносных объектов от 4 до 50 м бурят горизонтальные скважины (ГС). Вначале ГС бурят на нижний нефтеносный объект эксплуатации. Точки входа в нефтеносные объекты по ГС в плане отстоят друг от друга на половину расстояния проектной сетки по ходу бурения. Бурение производят с зенитным углом 68-80° на кровле верхнего нефтеносного объекта. После падения зенитного угла опять производят набор зенитного угла до 74-83° на кровлю нижнего нефтеносного объекта и заходят в нефтеносный объект на 12 м ниже кровли по стволу. Затем проводят геофизические исследования скважин (ГИС), уточняют гипсометрию кровли и спускают обсадную колонну труб. После изолирования заколонного пространства проводят ГИС по определению герметичности заколонного пространства. После бурят горизонтальный ствол меньшим диаметром по длине, равной расстоянию сетки, с выходом в нефтеносном объекте на 89-91° в зависимости от структурных особенностей рельефа кровли нижнего нефтеносного объекта в направлении к забою в плане, причем в зонах с подошвенной водой ствол располагают выше водонефтяного контакта (ВНК) на 10-45 м, а в зонах без подошвенной воды - выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Горизонтальный ствол заполняют гидроэмульсионным раствором. Затем бурят верхний горизонтальный ствол в верхнем нефтеносном объекте со съемного клина-отклонителя. Горизонтальный ствол зарезают над кровлей или в пределах нефтеносного объекта и бурят с меньшим диаметром и по тому же азимуту, что и нижний ствол, с допустимым расхождением от 0 до 7° и с выходом в объекте на 89-91° в зависимости от падения или подъема рельефа кровли нефтеносного объекта в направлении к забою в плане. Причем ствол располагают выше ВНК на 10-45 м в зонах с подошвенной водой, а в зонах без подошвенной воды выше плотных подстилающих пород на 2-46 м. Ствол оставляют открытым или обсаживают фильтром в зависимости от петрофизических особенностей нефтевмещающих пород. Скважину обустраивают оборудованием одновременно-раздельной эксплуатации и вводят ее в эксплуатацию. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, а также уменьшить срок разработки за счет выработки запасов двух объектов одной сеткой скважин. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням. Изначально определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении. Затем закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды. Закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя. На время нагнетания в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80 с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения. Изначально разбуривают нефтяную часть в водонефтяной зоне с использованием вертикальных скважин. Скважины перфорируют в нефтенасыщенной части пласта, затем закачивают воду для поддержания пластового давления. При достижении обводненности 80 в добывающих и нагнетательных скважинах создают дополнительные перфорационные отверстия в переходной зоне. При этом в скважинах начинают попеременную закачку углекислого газа и воды с выполнением условия смешивающегося вытеснения. Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений за счет осуществления смешивающегося вытеснения в обводненной и переходной зонах для доизвлечения запасов остаточной нефти. 2 ил.

Наверх