Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: по способу производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме. Предварительно продавливают нефть в призабойную зону добывающих скважин до создания повышенной нефтенасыщенности до ее значений 0,75-0,9. Продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят в нестационарном режиме. Перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1].

Недостатком этого способа является его низкая эффективность из-за неполной нефтеотдачи неоднородных коллекторов.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме [2].

Недостаток способа заключается в его низкой эффективности, обусловленной отсутствием доступа к нефти в труднодоступных зонах (низкопроницаемых и не охваченных воздействием), и, как следствие, низкой нефтеотдаче.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, согласно изобретению, предварительно продавливают нефть в призабойную зону добывающих скважин до создания повышенной нефтенасыщенности. Продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят в нестандартном режиме, перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества, продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества производят при стационарном режиме закачки.

Существенными признаками изобретения являются: 1) отбор нефти через добывающие скважины; 2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме; 3) предварительное продавливание нефти в призабойную зону добывающих скважин до создания повышенной нефтенасыщенности; 4) продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят в нестационарном режиме; 5) перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества; 6) продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества производят при стационарном режиме закачки.

Сущность изобретения.

При разработке нефтяной залежи не происходит вытеснение нефти из низкопроницаемых насыщенных нефтью зон из-за неоднородности коллектора, падения фазовых проницаемостей по нефти и роста фазовых проницаемостей по воде. В результате происходит снижение нефтеотдачи залежи. В изобретении решается задача повышения эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Это стало возможным за счет создания воздействия, максимально эффективно консолидирующего нефтяные потоки в пласте, т.е. благодаря одновременному созданию монолитных языков нефти от добывающих скважин до труднодоступных (низкопроницаемых и не охваченных воздействием) зон и воздействия в нестационарном режиме. Такое наложение воздействий увеличивает подвижность нефти и охват пласта. В результате повышается эффективность извлечения нефти из низкопроницаемых пропластков, в высокопроницаемых выработанных пропластках снижается доля фильтрующегося вытесняющего агента, возрастает охват пласта, снижается обводненность продукции добывающих скважин, растет дебит по нефти.

Это достигается тем, что в призабойных зонах добывающих скважин создают повышенную насыщенность нефтью фильтрационных зон. В результате в коллекторе образуются языковые прорывы для нефти из труднодоступных зон, а в околоскважинной зоне происходит инверсия фазовых проницаемостей в пользу повышения подвижности нефти и уменьшения подвижности воды. Повышение нефтенасыщенности производят до значений S_н = 0,75 - 0,9, что может составить прирост от 10 до 80% в зависимости от обводненности призабойной зоны скважины (ПЗС) и степени выработки пласта в этой зоне. Максимальной эффективности повышения нефтенасыщенности достигают путем продавливания нефти в призабойные зоны добывающих скважин в нестационарном режиме (например, закачкой нефти агрегатом с периодическими остановками и включениями - 0,1 - 2 часа), что увеличивает подвижность нефти и обеспечивает проникновение в труднодоступные зоны, блокированные водой на пути к добывающей скважине, а также, если перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание в пласт водного раствора гидрофобизатора, что увеличивает длительность консолидирующего воздействия; и если продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества производят при стационарном режиме закачки (что достигается уменьшением пульсаций закачивающего агрегата), при этом нефть из хорошо насыщенных нефтью участков призабойной зоны не вытесняется и по ним будет происходить преимущественная фильтрация нефти (а не воды), уменьшается расход реагентов за счет исключения вторичного увеличения нефтенасыщенности в ранее насыщенных нефтью участках призабойной зоны.

Затем восстанавливают эксплуатацию месторождения (либо его участка) в нестационарном режиме, что обеспечивает преимущественный рост в подвижности нефти над подвижностью воды. Эксплуатацию в нестационарном режиме через нагнетательные и добывающие скважины обеспечивают, например, циклическими поочередными отключениями и включениями (с периодом от 0,02 до 100 сут) закачивающих и отбирающих продукцию насосов (кустовая насосная установка - КНС, электроцентробежный насос - ЭЦН или штанговый глубинный насос - ШГН).

Способ осуществляют следующим образом.

На выбранном участке залежи нефти или месторождении в целом, исходя из степени выработки пласта и конкретных геологических и фильтрационных характеристик коллектора, в призабойных зонах добывающих скважин проводят выбор радиуса консолидирующего нефтяные потоки воздействия. Этим определяются необходимые количества нефти (и водного раствора гидрофобизирующего вещества) для закачки в каждую добывающую скважину выбранного объекта.

Затем в каждую добывающую скважину выбранного объекта после ее остановки при открытом затрубье осуществляют закачку водного раствора гидрофобизирующего вещества через насосно-компрессорные трубы (НКТ). После промывки НКТ закрывают, а затрубье оставляют открытым для образования воздушного ресивера, гасящего впоследствии пульсации агрегата. Затем затрубье закрывают, открывают НКТ и начинают продавливание раствора в призабойную зону на выбранный радиус при пониженной производительности агрегата в стационарном режиме, что достигается уменьшением пульсаций закачивающего агрегата, увеличением частоты хода его поршней, уменьшением их диаметра, созданием гасящих пульсации ресиверов.

Затем в каждую добывающую скважину при открытом затрубье осуществляют закачку нефти через НКТ. После промывки затрубье закрывают и начинают продавливание нефти в призабойную зону на выбранный радиус в нестационарном режиме. Это обеспечивается периодичным включением и отключением закачивающих нефть агрегатов.

Затем, после закачки и продавливания нефти в пласт, скважины пускают в эксплуатацию. Через добывающие скважины отбирают нефть, а через нагнетательные - закачивают рабочий агент в нестационарном режиме периодичными отключениями агрегата.

Примеры реализации способа.

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: Залежь девонского периода со средним значением проницаемости 0,14 мкм², средней пористостью m = 0,21, средним пластовым давлением 19,8 МПа. Залежь с пятиточечной системой расстановки скважин и расстоянием между скважинами 250 м. Выбран участок, включающий одну нагнетательную и четыре реагирующие с ней соседние добывающие скважины. На выбранном участке глубина пласта A изменяется от 1858 до 1866 м, толщина продуктивного пласта H - от 3 до 6 м. Выбранные скважины обладают следующими характеристиками (см. таблицу).

Из анализа геолого-промысловой информации следует, что в условиях неоднородного пласта в направлении от добывающих скважин NN 211 - 212 к добывающим скважинам NN 311 - 312 забойное давление P_заб увеличено на 0,6 - 0,8 МПа и пластовое давление в ПЗС этих скважин Q_пл^ПЗС. Добывающие скважины существенно отличаются по отбору жидкости Q, обводненности продукции F и доле ПЗС, фильтрующей нефть D_ПЗС (соотношение обводнившихся зон изменяется в 2,88 раза). Извлечение нефти из пласта, т.е. отношение фактического коэффициента извлечения нефти к плановому КИН_пзс/КИН_пл носит также неоднородный хараткер (отличие - 1,23 раза). При таком характере неоднородности радиус R продавливания нефти в призабойную зону скважин NN 311 - 312 выбирается равным 10 м с повышением нефтенасыщенности S_н= 0,5, а для скважин NN 211 - 212 - 5 м с повышением нефтенасыщенности S_н= 0,3. В этой связи, учитывая отличия толщины пласта (2 раза) в направлении от добывающих скважин NN 211 - 212 к добывающим скважинам NN 311 - 312 при неизменности пористости, объемы закачиваемой нефти V_н следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_н = H 3,14 R² m S_н + V_скв = 6 м 3,14 25 м² 0,21 0,3 + 18 м³ = 48 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_н = H 3,14 R² m S_н + V_скв = 3 м 3,14 100 м² 0,21 0,5 + 18 м³ = 117 м³.

Затем в каждую добывающую скважину выбранного объекта при открытом затрубье осуществляют закачку нефти через НКТ. После промывки затрубье закрывают и начинают продавливание нефти в призабойную зону на выбранный радиус. После закачки и продавливания нефти в пласт, скважины пускаются в эксплуатацию. Через 4 добывающих скважины отбирают нефть, через 1 нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду в нестационарном режиме. Закачку в нестационарном режиме через нагнетательную скважину N 2135 обеспечивают управлением с КНС, при этом давление закачки P_уст равно 15,0 МПа и период включения T_вкл равен 8 часам, отключения T_откл - 16 часам. Аналогично, отбор нефти в нестационарном режиме через 4 добывающие скважины обеспечивается периодичными отключениями ЭНЦ-80, исходя из неизменности пластовых давлений в призабойных зонах этих скважин: 1. (скв. N 211), T_вкл = 6,3 ч, T_откл = 17,7 ч.

2. (скв. N 212), T_вкл = 6 ч, T_откл = 18 ч.

3. (скв. N 311), T_вкл = 2,4 ч, T_откл = 21,6 ч.

3. (скв. N 312), T_вкл = 2,1 ч, T_откл = 21,9 ч.

В ходе эксплуатации в нестационарном режиме в течение месяца обводненность продукции реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 14%, добыча нефти возросла на 12 т/сут, а пластовое давление при этом не изменилось.

Следовательно, при консолидирующем нефтяные потоки воздействии подключились дополнительные пропластки, из которых ранее нефть не вытеснялась.

Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь с характеристиками по примеру 1. Объемы закачиваемой нефти для добывающих скважин NN 211, 212, 311 и 312 следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_н = 48 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_н = 117 м³.

Отличие от способа по примеру 1 состоит в том, что продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят в нестационарном режиме. Это обеспечивается периодичным включением и отключением закачивающих нефть агрегатов ЦА-320М. При этом, агрегат на 0,25 часа включают на максимальной производительности, а затем на 0,25 часа отключают и т.д., пока не израсходуется заданный объем нефти.

Затем, после закачки и продавливания нефти в пласт, скважины пускаются в эксплуатацию. Через 4 добывающих скважины отбирают нефть, через 1 нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду в нестационарном режиме. Закачку рабочего агента в нестационарном режиме через нагнетательную скважину N 2135 обеспечивают управлением с КНС, при этом давление и периодичность циклической закачки поддерживается не изменяющим среднепластовое. Аналогично, отбор нефти в нестационарном режиме через 4 добывающие скважины обеспечивается периодичными отключениями ЭЦН, исходя из неизменности пластовых давлений в призабойных зонах этих скважин.

В ходе эксплуатации в нестационарном режиме в течение месяца обводненность продукции реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 16%, добыча нефти возросла на 14 т/сут.

Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь с характеристиками по примеру 1. Отличие от способа по примерам 1 и 2 состоит в том, что перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества.

Радиус продавливания водного раствора гидрофобизирующего вещества в призабойную зону скважин NN 311 - 312 выбирается равным 10 м, а для скважин NN 211 - 212 - 5 м с учетом объема обводнившихся участков в ПЗС этих скважин.

Объемы V_фоб закачиваемого 1% водного раствора гидрофобизирующего вещества ИВВ-1 для добывающих скважин NN 211, 212, 311 и 312 следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_фоб = H 3,14 R² m 1 - (0,15 + 0,18)/2 + V_скв = 6 м 3,14 25 м² 0,21 0,835 + 18 м³ = 100 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_фоб = H 3,14 R² m 1 - (0,50 + 0,45)/2 + V_скв = 3 м 3,14 100 м² 0,21 0,525 + 18 м³ = 122 м³.

Водный раствор гидрофобизирующего вещества закачивают через НКТ при открытом затрубье. После промывки затрубье закрывают и начинают продавливание раствора в призабойную зону на выбранный радиус при средней производительности агрегата ЦА-320М, что обеспечивает продавливание водного раствора гидрофобизирующего вещества преимущественно в обводненные участки ПЗС.

Объемы закачиваемой нефти для добывающих скважин NN 211, 212, 311 и 312 следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_н = 48 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_н = 117 м³.

Осуществляют продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин в нестационарном режиме по примеру 2, пока не израсходуется заданный объем нефти V_н.

Затем после закачки и продавливания нефти в пласт, скважины пускаются в эксплуатацию. Через 4 добывающих скважины отбирают нефть, через 1 нагнетательную скважину закачивают рабочий агент - попутную пластовую воду в нестационарном режиме, заданном в примере 1.

В ходе эксплуатации в нестационарном режиме в течение месяца обводненность продукции реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 18%, добыча нефти возросла на 16 т/сут.

Пример 4. Разрабатывают нефтяную залежь с характеристиками по примеру 1. Отличие от способа по примерам 1, 2 и 3 состоит в том, что продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующего вещества производят при стационарном режиме закачки.

Объемы закачиваемого 1% водного раствора гидрофобизирующего вещества ИВВ-1 для добывающих скважин NN 211, 212, 311 и 312 следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_фоб = 100 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_фоб = 122 м³.

Водный раствор гидрофобизирующего вещества закачивают через НКТ при открытом затрубье. После промывки НКТ закрывают, а затрубье оставляют открытым на 2 часа. В этом время в затрубье образуется воздушный ресивер, гасящий впоследствии пульсации агрегата. Затем затрубье закрывают, открывают НКТ и начинают продавливание раствора в призабойную зону на выбранный радиус при пониженной производительности агрегата ЦА-320М в стационарном режиме, что обеспечивает продавливание водного раствора гидрофобизирующего вещества только в обводненные участки ПЗС.

Объемы закачиваемой нефти для добывающих скважин NN 211, 212, 311 и 312 следующие: 1. (скв. NN 211, 212) V_н = 48 м³.

2. (скв. NN 311, 312) V_н = 117 м³.

Осуществляют продавливание нефти в призабойные зоны добывающих скважин в нестационарном режиме аналогично примеру 2. Затем, после закачки и продавливания нефти в пласт, скважины пускаются в эксплуатацию в нестационарном режиме согласно режимов примера 1.

В ходе эксплуатации в нестационарном режиме в течение месяца обводненность продукции реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 20%, добыча нефти возросла на 19 т/сут.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи на 5 - 50%.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки: 1. Пат. США N 3480081, кл. 166 - 263, опубл. 1969.

2. Авторское свидетельство СССР N 412760 E 21 B 43/20, опубл. 1974 - прототип.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме, отличающийся тем, что предварительно продавливают нефть в призабойную зону добывающих скважин до создания повышенной нефтенасыщенности до ее значений 0,75 - 0,9, при этом нефть в призабойные зоны добывающих скважин продавливают в нестационарном режиме, а перед продавливанием нефти в призабойные зоны добывающих скважин производят продавливание водного раствора гидрофобизирующего вещества.

2. Способ разработки нефтяной залежи по п.1, отличающийся тем, что продавливание в призабойные зоны добывающих скважин водного раствора гидрофобизирующих веществ производят при стационарном режиме закачки.

РИСУНКИ

Рисунок 1