Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах. Закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%. Начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности. После увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность. Циклы закачки рабочего агента продолжают по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.

Известен способ разработки нефтяных месторождений (патент RU №2130116, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №13 от 10.05.1999), включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор нефти, воды и газа из добывающих скважин, деление рядов нагнетательных и добывающих скважин на участки для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков, причем ряды нагнетательных и добывающих скважин делят на участки так, что все скважины одного участка нагнетательного ряда работают с максимальным объемом закачки, все скважины соседних участков этого ряда работают с минимальным объемом закачки, участку нагнетательного ряда с максимальным объемом закачки соответствует участок добывающего ряда с минимальным отбором жидкости из скважины, в следующий полупериод цикла режима работы участков нагнетательного и добывающего рядов изменяют на противоположные, после чего участки месторождения разбивают рядами нагнетательных скважин на замкнутые блоки и в каждом из блоков обеспечивают круговое или близкое к нему перемещение векторов фильтрационных потоков сначала в одном направлении, а потом в другом.

Недостатками данного способа являются сложность и низкая эффективность, связанная с тем, что происходит постоянное изменение направления фильтрационных потоков как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах, а также не учитывается степень обводненности добывающих скважин, так как в блоках происходит неравномерное движение фильтрационных потоков от нагнетательных рядов к добывающим скважинам.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (патент RU №2465445, Е21В 43/20, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2012), включающий закачку рабочего агента через горизонтальные скважины, размещенные на участке разработки крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением горизонтальных скважин в циклическом режиме с попеременной закачкой рабочего агента во взаимно перпендикулярные горизонтальные скважины, и отбор нефти через вертикальные добывающие скважины, при этом закачку рабочего агента в горизонтальные нагнетательные скважины ведут с падающим объемом закачки, при этом периодически резко увеличивают объем закачки перед каждым периодом закачки, периодичность резкого увеличения объема и продолжительности периода падающей закачки определяют опытным путем для различных коллекторов по характеру роста обводненности добываемой продукции, причем по мере обводненности вертикальных добывающих скважин выше экономически рентабельной величины разработки нефтяной залежи из них пробуривают дополнительно наклонные стволы перпендикулярно ближайшей нагнетательной горизонтальной скважине и пускают их под нагнетание рабочего агента с сохранением цикличности режима нагнетания.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность способа из-за неравномерной закачки воды в нагнетательные горизонтальные скважины, связанной с неоднородностью коллектора, что соответственно приводит к неравномерному движению фильтрационных потоков от нагнетательных горизонтальных скважин к добывающим. В результате часть запасов нефтяной залежи остаются неохваченными воздействием рабочего агента, при этом оставшиеся запасы нефти в залежи не вырабатываются, что приводит к низкому значению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Технической задачей является повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов за счет выравнивания фронта заводнения, что приводит к увеличению охвата продуктивных пластов при вытеснении нефти водой.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса со следующими характеристиками: глубина - 1022 м, пластовая температура - 21°C, пластовое давление - 11,0 МПа, средняя пористость - 13%, средняя проницаемость - 0,0366 мкм, средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м3. Залежь массивная.

Залежь разрабатывают циклическим заводнением, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

В процессе разработки предварительно определяют величину начальной водонасыщенности продукции в добывающих скважинах, равную 20%. Производят закачку рабочего агента с постоянным расходом и останавливают закачку при средней обводненности в добывающих скважинах на 50% от начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 30%), после чего закачку рабочего агента останавливают. При достижении средней обводненности продукции на 10% выше начальной водонасыщенности (для данной залежи это составляет 22%), начинают закачивать рабочий агент в нагнетательные скважины до достижения обводненности продукции 30%. Далее циклы повторяют.

Если в течение трех месяцев простоя нагнетания рабочего агента средняя обводненность продукции в добывающих скважинах не будет составлять на 10% выше начальной водонасыщенности (обводненность выше 22%), то за начальную водонасыщенность принимают среднюю обводненность, до которой она снизилась после трех месяцев простоя. После 18 мес. эксплуатации остановили закачку рабочего агента на 3 мес. (21 мес.), после чего средняя обводненность продукции составила 24%, которую принимают за начальную водонасыщеннность. Закачивают рабочий агент до обводненной продукции 36%, а начинают закачивать рабочий агент при обводненности 26,5%. После 3 лет эксплуатации за начальную водонасыщенность приняли 28%. Закачивают рабочий агент до остановки при обводненности продукции 42%, а возобновляют закачку при обводненности приблизительно 33%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично.

При достижении начальной водонасыщенности 62% закачку рабочего агента продолжают до обводненности продукции не более 90%, а начинают закачку рабочего агента при обводненности приблизительно 68%. Далее циклическую закачку осуществляли аналогично до достижения начальной водонасыщенности более 85%, после чего скважины с обводненностью более 90% переводят под нагнетание рабочего агента.

При таком способе эксплуатации увеличивается время работы добывающих скважин до их перевода в нагнетательные примерно на 10%, более равномерно распределяется фронт вытеснения и увеличивается КИН до 3%, т.е. более полно вырабатываются запасы нефти по сравнению с наиболее близким аналогом.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, причем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах, закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50% от начальной водонасыщенности, но не более 90%, а начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10% выше начальной водонасыщенности, после увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность, и продолжают циклы закачки рабочего агента по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с трещиноватым коллектором. Технический результат – повышение эффективности разработки за счет учета направления действительной миграции продукции в пласте, а также упрощения разработки и ее и удешевления.

Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.
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.

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.

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.

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 подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями.

Изобретение относится к технологическим процессам перекачки, добычи и транспортировки нефти и других вязких продуктов. Способ понижения вязкости нефти, согласно которому на структуру нефти оказывают ультразвуковое воздействие на первой несущей частотной гармоники продольной волной, излучаемой возбужденным монокристаллом ниобата лития, погруженным в нефтяную среду, равной 450.0 кГц, и на 100 % амплитудно промодулированной синусоидальной волной в диапазоне частоты модуляции от 0 до 100 кГц, которые обеспечивают оптимальные энергетические условия по понижению вязкости у различных видов нефти начиная с температуры от 16°С, при которой нефть течет ламинарно, то есть без разрыва текущей струи.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас.

Изобретение относится к флюиду для обработки скважин для повышения добычи углеводородов из пласта и способам его использования. Флюид для обработки скважин, включающий сшиватель - ацетилацетонат циркония, растворенный в растворителе - бензиловом спирте, и гидратируемый полимер, способный к гелеобразованию в присутствии ацетилацетоната циркония.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки стенок скважины от твердых отложений, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к скважинным струйным установкам, и предназначено для добычи пластовых флюидов из скважин с одновременным интенсифицирующим воздействием на прискважинную зону продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных нефтяных пластов на последних стадиях разработки. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт при общем объеме закачки 600-3600 м3 циклами с количеством циклов 3-5, временем выдержки между циклами 36-72 часа, после окончания последнего периода выдержки в пласт продолжают нагнетание подтоварной воды, буровых сточных вод, воды из любого природного источника, резервуара или специально приготовленных дисперсий на основе древесной муки, глинопорошка, доломита, известняка и других материалов тонкого помола, с содержанием в своем составе не менее 1000 мг/дм3 тонкодисперсных взвесей, концентрация которых в воде достаточна для образования в пласте в зонах с повышенной проницаемостью в течение короткого времени - от одного до четырех месяцев при коагуляции взвесей коагулянтом, барьеров путем заполнения взвесями 0,1-0,3 поровых объемов высокопроницаемой среды в зоне расположения коагулянта. Технический результат заключается в повышении эффективности способа разработки нефтяной залежи. 2 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой. Способ разработки нефтяной залежи включает строительство по любой из известных сеток добывающих и нагнетательных скважин, циклическую закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Закачку рабочего агента в нагнетательные скважины ведут с периодичностью и продолжительностью в зависимости от обводненности продукции из добывающих скважин. Предварительно определяют начальную водонасыщенность продукции в добывающих скважинах. Закачку рабочего агента ведут с постоянным расходом и прекращают при увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах до 50 от начальной водонасыщенности, но не более 90. Начинают закачку рабочего агента после снижения обводненности продукции до 10 выше начальной водонасыщенности. После увеличения времени остановки закачки рабочего агента до трех месяцев определяют среднюю обводненность продукции в добывающих скважинах, которую принимают за начальную водонасыщенность. Циклы закачки рабочего агента продолжают по такому же принципу, но исходя из нового значения начальной водонасыщенности, которую периодически изменяют. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти, наиболее полно выработать запасы нефти и увеличить КИН, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции.

Наверх