Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты)

Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область применения изобретения

Настоящее изобретение имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и, в вариантах его осуществления, особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. В частности, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, после начальной, но в ограниченном количестве, первичной добычи такой нефти, дополнительную нефть добывают за счет вторичных операций нагнетания вытесняющей жидкости, например, за счет заводнения, в которых периоды избыточного нагнетания вытесняющей жидкости (VRR≥0.95) сопровождаются периодами недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости (VRR<0.95).

Предпосылки к созданию изобретения

Во многих коллекторах легкой нефти (плотность 32°-40° API (плотность в градусах Американского нефтяного института) и в некоторых коллекторах нефти средней плотности (плотность 20°-32° API), исходная пластовая нефть (OIP) может быть добыта в три этапа. На первом этапе, который обычно называют первичной добычей, нефть типично вытекает из скважин за счет собственного давления коллектора. Обычно, только фракцию исходной OIP добывают на этом этапе, ориентировочно до 20% исходной OIP. На следующем этапе этой последовательности добычи типично используют заводнение, то есть технологию вторичной добычи, позволяющую добыть дополнительную нефть, например, дополнительно ориентировочно до 30% исходной OIP. После этой точки, стоимость продолжения заводнения обычно становится экономически невыгодной, с учетом объема добытой нефти. Следовательно, 50% исходной OIP может оставаться в коллекторе даже после его интенсивного заводнения. Третичные способы добычи могут быть использованы на последней стадии последовательности. На этой стадии могут быть использованы один или несколько других известных усовершенствованных способов добычи нефти, например, нагнетание полимера или нагнетание CO₂.

Практика заводнения обычных коллекторов легких видов нефти была первоначально разработана в сороковых годах двадцатого века и описана в публикации Buckley et al. "Mechanism of Fluid Displacements in Sands", AIME Vol.146, pages 107-116 (1942), причем мало что изменилось в этой области после публикации Craig "The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding" American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc. (1971). До самого последнего времени появляются публикации, большинство из которых связано только с заводнением коллекторов нефти с вязкостью меньше чем 100 мПа·с, см., например, публикацию Smith et al. "Waterflooding", Advanced Waterflooding Course, Society of Petroleum Engineers, Canadian Section, Calgary, Alberta (April 19-23, 2004). Основными принципами классического заводнения коллекторов легкой нефти являются следующие: раннее начало; полное замещение пористости коллектора (VRR=1). Поддержание достигнутого VRR, то есть VRR=1, настолько проникло в настоящее время в теорию и практику, что в Канаде ведущие добычу компании должны получать разрешение правительственных руководящих органов для отклонения VRR от значения 1. В публикации Chawathé et al. проведено исследование заводнений в Middle-Eastern области и рекомендовано использовать накопленное VRR больше чем 1.2 для приконтурных кольцевых заводнений.

Добыча нефти за счет использования вторичных способов с использованием вытесняющих жидкостей, таких как заводнение, обычно является неэффективной для подземных пластов (далее также называемых просто пластами), в которых подвижность пластовой (in-situ) нефти существенно меньше чем подвижность вытесняющей жидкости, которую используют для вытеснения нефти. Подвижность флюидной фазы в пласте определяется отношением относительной проницаемости флюида к его вязкости. Когда вытесняющей жидкостью является вода, вытеснение типично становится неэффективным для видов нефти с вязкостью больше чем, например, 10 сП.

В частности, когда заводнение применяют для вытеснения очень вязкой или тяжелой нефти из пласта, этот процесс является весьма неэффективным потому, что подвижность нефти намного меньше чем подвижность воды. Использованный здесь термин "вязкая или тяжелая нефть" относится к нефти с плотностью 30° API или меньше, а обычно меньше чем 25° API. Некоторые пласты тяжелой нефти на Аляске (США) или в Канаде могут иметь плотность меньше чем 17° API.

Вопреки такой неэффективности, заводнение становится все более важным при добыче тяжелой нефти. В западной Канаде, оценочные запасы тяжелой нефти составляют 5200 миллионов м³ в провинциях Альберта и Саскачеван. Однако, только часть этой тяжелой нефти может быть добыта при проведении более 200 операций заводнения, с типичной добычей около 24% пластовой нефти в коллекторе. Усовершенствование заводнения этих коллекторов даже на несколько процентов могло бы позволить добывать существенно больше нефти.

При проведении известных операций заводнения уже пришли к выводу о необходимости повышения вязкости воды за счет использования частиц, полимеров или других реагентов, или за счет использования другой вытесняющей жидкости, которая не так легко просачивается через нефть. Принимая во внимание необходимость больших объемов вытесняющей жидкости, предлагаемая вытесняющая жидкость должна быть дешевой и стабильной при режимах потока в пласте. Вытеснение нефти является наиболее эффективным, когда подвижность вытесняющей жидкости близка к подвижности нефти или меньше чем подвижность нефти, так что выгодно было бы создать способ получения имеющей более низкую подвижность вытесняющей жидкости рентабельным образом. Для умеренно вязких видов нефти - которые имеют вязкости около 20-100 сантипуаз (сП) - растворимые в воде полимеры, такие как полиакриламиды или ксантановая камедь, уже используют для повышения вязкости воды, нагнетаемой для вытеснения нефти из пласта. При этом способе, полимер растворяют в воде, что повышает ее вязкость.

В то время как растворимые в воде полимеры могут быть использованы для достижения благоприятной подвижности заводнения для видов нефти с относительно низкой вязкостью, такой способ не может быть экономично применен для достижения благоприятной подвижности вытеснения более вязких или тяжелых видов нефти. Эти виды нефти являются такими вязкими, что количество полимера, необходимого для достижения благоприятного отношения подвижностей, возрастает настолько, что способ становится нерентабельным. Более того, как известно, растворенный в воде полимер часто десорбируется из транспортирующей воды на поверхности пластовой породы, захватывается ею и становится неэффективным для повышения вязкости воды. Это ведет к потере управления подвижностью, к снижению добычи нефти и к высокому расходу полимера. По этим причинам, заводнение с использованием полимеров для добычи видов нефти с вязкостью свыше 100 сП обычно является технически или экономически невозможным.

В других способах используют различные химические или порошковые эмульгаторы или сами эмульсии для повышения добычи нефти, что описано в патентах США 2,731,414; 2,827,964; 4,085,799; 4,884,635; 5,083,612; 5,083,613; 6,068,054; и 7,186,673. В то время как эти способы позволяют повысить добычу нефти, они являются относительно дорогими и сложными для практического применения.

В патенте США No. 5,350,014 раскрыт способ добычи тяжелой нефти или битума из пласта по способу горячей добычи. Указано, что дебит происходит в виде эмульсий нефти в воде, за счет тщательного поддержания профиля температуры зоны добычи выше минимальной температуры. Полагают, что полученные за счет такого контроля профиля температуры в пласте эмульсии являются полезными для образования барьера для закупорки обедненных водой зон поглощения в пластах, из которых добычу производят за счет способов горячей добычи, в том числе для контроля вертикального конусообразования воды. Однако, этот способ требует тщательного контроля температуры в зоне пласта и, таким образом, полезен только в проектах горячей добычи. Следовательно, способ, раскрытый в указанном патенте, не может быть использован для не горячей добычи (также называемой холодной добычей, "cold flow") тяжелой или вязкой нефти.

Совсем недавно, в публикации Vittoratos et al. "Flow Regimes of Heavy Oils under Water Displacement" 14^th European Symposium on Improved Oil Recovery, Cairo, Egypt (April 22-24, 2007), был описан анализ некоторых данных относительно заводнения тяжелой нефти.

Следует иметь в виду, что все упомянутые здесь патенты и публикации включены в данное описание в качестве ссылки.

Можно видеть, что существует необходимость создания усовершенствованных способов добычи тяжелой или вязкой нефти из подземных пластов, чтобы можно было добывать больше OIP из них, а в частности, существует необходимость создания способов, которые можно было бы внедрить рентабельно и которые могут быть хорошо осуществлены в широком диапазоне условий (режимов) в пласте.

Сущность изобретения

Описанные выше преимущества могут быть достигнуты за счет настоящего изобретения, варианты осуществления которого направлены на создание способов повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора, причем, в частности, в некоторых вариантах осуществления используют операции холодной добычи, связанные с добычей и из таких коллекторов, из которых нефть может быть добыта при помощи вторичных операций с использованием вытесняющей жидкости, например, при помощи заводнения, с циклами, в которых периоды избыточного нагнетания вытесняющей жидкости сменяются периодами недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения, это циклическое повторение проводят после начальной первичной добычи нефти, но при ее ограниченном количестве, за счет собственного давления, то есть при снижении давления. Не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что такие операции, в том числе использование других описанных здесь ниже вариантов осуществления изобретения, позволяет образовать в пласте на месте (in-situ) желательную вспененную смесь нефти с газом и/или эмульсию нефти с водой, имеющую вязкость, близкую к вязкости вытесняемой вязкой или тяжелой нефти. Это позволяет производить более эффективную и полную очистку коллектора и в конечном счете повысить добычу нефти.

Как это описано далее более подробно в специфических вариантах осуществления настоящего изобретения, можно полагать, что работа в рамках заданных параметров, как это описано далее более подробно, может приводить к существенному повышению коэффициентов ожидаемой конечной добычи (EUR), по сравнению с работой без учета таких заданных параметров, например, на величину от 100% до 200% больше, чем при общепринятых способах добычи, в которых не ограничиваются начальной первичной добычей или циклами между периодами избыточного нагнетания и недостаточного нагнетания.

Таким образом, в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11, до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95, до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, способ включает в себя дополнительную операцию (c), в которой операции (a) и (b) повторяют один или несколько раз.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне от 17 до 30° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) добыча от 1 до 4% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;

(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, способ включает в себя дополнительную операцию (d), в которой операции (b) и (c) повторяют один или несколько раз.

В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается способ добычи нефти и других пластовых флюидов из коллектора, который содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину, причем указанный способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне <17° API. Способ включает в себя следующие операции:

(a) добыча до 8% пластовой нефти (OIP) из коллектора до начала нагнетания вытесняющей жидкости в коллекторную породу;

(b) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости (VRR) от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь отношение вода-нефть (WOR) по меньшей мере 0.25; и

(c) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будет иметь газовый фактор (GOR) по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины,

причем во время нагнетания вытесняющей жидкости накопленное VRR поддерживается в диапазоне от 0.6 до 1.25.

В соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения, этот способ включает в себя дополнительную операцию (d), в которой операции (b) и (c) повторяют один или несколько раз.

Указанные ранее и другие аспекты изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показаны графики данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а ожидаемая конечная добыча (EUR) показана по оси y. Кривые, связанные с добычей нефти с плотностью 17-29.7° API, представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.01 до 0.05 или при начальной добыче от 1 до 5% OIP.

На фиг.2 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 12.6-15.9° API, показанными на фиг.1.

На фиг.3 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 17-21.3° API, показанными на фиг.1.

На фиг.4 показан график данных для Примера 1, причем по оси x причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 22-24° API, показанными на фиг.1.

На фиг.5 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, а EUR показана по оси y, однако график показан с ограниченными данными до добычи нефти с плотностью 24-29.7° API, показанными на фиг.1.

На фиг.6 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внешнего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Кривая представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.0075 до 0.04 или при начальной добыче от 0.75 до 4% OIP.

На фиг.7 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Точки данных приведены для добычи нефти 17-23° API. Линия "минимума" или сплошная линия показывает минимальную EUR, достижимую при различных коэффициентах нефтеотдачи при начале вторичного заводнения. Кривая представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно при коэффициентах нефтеотдачи ориентировочно от 0.01 до 0.04, или при начальной добыче от 1 до 4% OIP.

На фиг.8 показан график данных для Примера 1, причем по оси x отложен коэффициент нефтеотдачи при начале внутреннего заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, a EUR показана по оси y. Точки данных приведены для добычи нефти с плотностью <17° API. Сплошная линия показывает, что добыча до заводнения не является определяющей для EUR.

На фиг.9 показан график данных для Примера 2, причем по оси x отложена фракция введенного объема при <0.95 VRR для "внутреннего" заводнения, для месторождений в Канаде типа месторождений на Аляске, имеющих kh/µ 1.4-100 mD-ft/cP, а EUR показана по оси y. Кривая, связанная с добычей нефти с плотностью 17-23° API, представляет собой наилучшую зону для оптимальной EUR, обычно для фракции введенного объема от 0.1 до 0.3, а кривая, связанная с добычей нефти с плотностью <17° API, показывает аналогичное увеличение EUR в диапазоне от 0.25 до 0.6.

На фиг.10 показан график данных для Примера 2, для добычи сырой нефти с плотностью <17° API, как это показано на фиг.9.

На фиг.11 показан график данных для Примера 2, для добычи сырой нефти с плотностью 17-23° API, как это показано на фиг.9.

На фиг.12 показан график данных для Примера 3, показывающий EUR в функции накопленного VRR, причем увеличенные EUR могут быть получены при накопленном VRR от 0.6 до 1.25, а в особенности от 0.93 до 1.11.

На фиг.13 показан график данных для Примера 4, который показывает существенное увеличение добычи нефти для вязкой/тяжелой нефти с плотностью 20° API, при VRR=0.7 по сравнению с VRR=1.

На фиг.14 показан график данных для Примера 5, на котором сплошной линией показан график VRR (скользящее среднее) в функции совокупной добычи нефти (в тысячах баррелей нефти или "MBO"), а сплошной линией с ромбиками показаны точки данных, отображающих график WOR в функции этой же совокупной добычи нефти.

На фиг.15 показан график данных для Примера 5, показывающий наилучшую зону для EUR, когда фракция объема флюида, введенного при VRR<0,95, составляет ориентировочно от 0.15 до 0.3 (от 15 до 30% накопленной введенной вытесняющей жидкости).

Следует иметь в виду, что приложенные чертежи приведены только для пояснения вариантов осуществления настоящего изобретения и не предназначены для ограничения объема его патентных притязаний, причем возможны и другие равным образом эффективные варианты осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

В последующем описании приведены различные детали для пояснения заявленных способов. Однако, специалисты в данной области легко поймут, что практическая реализация этих способов может быть осуществлена без этих деталей, причем в описанные варианты могут быть введены различные изменения или модификации.

В описании настоящего изобретения использованы следующие определения и термины:

Ожидаемая конечная добыча ("EUR") - это приведенный к нормальным условиям объем предельно добытой нефти, поделенный на приведенный к нормальным условиям объем OIP в коллекторе при температуре 60°F и давлении 1 атмосфера.

Толщина пласта (h) означает толщину содержащего углеводород подземного пласта в футах (ft).

Внутреннее заводнение означает площадное заводнение любого вида или линейное заводнение вытеснения, причем этот термин обсуждается ниже в описании предпочтительных вариантов.

Проницаемость коллектора (k) измерена в миллидарси (мД).

Пластовая нефть (OIP) - это исходное количество нефти в коллекторе до начала добычи.

Газовый фактор (GOR) соответствует отношению газа в растворе при 60°F и давлении 1 атмосфера (SCF, стандартные кубические футы) (SCF) к приведенным к нормальным условиям баррелям нефти при 60°F и давлении 1 атмосфера. GOR имеет единицы измерения SCF/BBL или м³ газа/м³ нефти, причем этот термин хорошо известен специалистам в данной области и описан, например, в книге Frick et al. "Petroleum Production Handbook", Vol II, pages 19-2 and 29-17 to 29-22, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

GOR при растворенном газе означает объем растворенного газа в жидкости и определяется при помощи PVT аналитических процедур, известных в нефтяной промышленности, что описано, например, в книге Frick et al. "Petroleum Production Handbook", Vol II, pages 19-3, Society of Petroleum Engineers of AIME, Millet Printer, Inc. (Dallas, TX USA) 1962.

Внешнее заводнение означает приконтурное кольцевое заводнение, причем этот термин обсуждается ниже в описании предпочтительных вариантов.

Коэффициент нефтеотдачи (RF) равен отношению приведенного к нормальным условиям объема добытой нефти в баррелях (BBL) к приведенному к нормальным условиям объему OIP в баррелях (BBL), при температуре 60°F и давлении 1 атмосфера. RF является десятичной дробью, эквивалентной процентам добытой OIP, как уже было указано здесь выше.

Отношение замещения пористости (VRR) равно объему вытесняющей жидкости (воды) при режимах коллектора, введенной в углеводородный коллектор, (в баррелях, BBL), поделенному на объем флюидов (нефть, газ и вода) при режимах коллектора, добытых из коллектора (в баррелях, BBL).

Накопленное VRR (cum VRR) соответствует накопленному объему введенного флюида (в баррелях) при режимах коллектора, поделенному на накопленный объем добытых флюидов (нефть, вода и газ) при режимах коллектора.

Вязкость (µ) измерена в сантипуазах (сп).

Отношение вода-нефть (WOR) соответствует объему добытой воды (баррели), поделенному на приведенный к нормальным условиям объем нефти, добытой при 60°F и давлении 1 атмосфера.

Обводненность (содержание воды) равна отношению фракции воды к полному объему жидкости, добытой из скважины.

Описанные здесь способы направлены на повышение добычи тяжелой/вязкой сырой нефти из подземных пластов. В некоторых вариантах, в которых имеется небольшой дебит из коллектора или его вообще нет, сначала осуществляют начальную первичную добычу ограниченного объема пластовой нефти (OIP) из коллектора, а затем осуществляют вторичную добычу за счет использования вытесняющей жидкости (типично, за счет заводнения), причем подземный пласт подвергается циклическим, то есть чередующимся периодам избыточного нагнетания вытесняющей жидкости, за которыми следуют периоды недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости, но при сохранении полного накопленного отношения замещения пористости (VRR) в заданном диапазоне, а обычно в диапазоне от 0.6 до 1,25, в частности, от 0.93 до 1.11, как это описано далее более подробно.

В других вариантах осуществления, особенно когда первичная добыча уже проведена, дебит из коллектора все еще может быть увеличен за счет этого же самого циклического чередования периода избыточного нагнетания вытесняющей жидкости и следующего периода недостаточного нагнетания вытесняющей жидкости. Однако следует иметь в виду, что в зависимости от условий в коллекторе или от предыдущей операции, в которой была проведена первичная добыча, в начале вторичной добычи может быть использован начальный период недостаточного нагнетания, особенно если GOR добытых в начале вторичной добычи флюидов является чрезмерным, например, больше чем GOR при растворенном газе в коллекторе. Таким образом, следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено только начальными периодами избыточного нагнетания.

За счет изменения расхода вытесняющей жидкости при нагнетании, но также при сохранении накопленного VRR в ранее указанном диапазоне, то есть при поддержании накопленного VRR около 1.0, ожидаемая конечная добыча (EUR) может быть увеличена на 100% или больше по сравнению с обычными способами добычи, в которых стремятся максимально увеличить начальную первичную добычу углеводородов и после этого стремятся только сбалансировать объем введенной воды с объемом добытых углеводородов, газов и воды.

Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением используют способ вторичной добычи, в котором вытесняющую жидкость, типично воду или другой флюид на водной основе, нагнетают в подземный пласт, чтобы повысить дебит углеводородов, присутствующих в пласте. Такой способ типично называют "заводнением" или операцией "заводнения". Известно, что заводнение включает в себя совокупность операций, проводимых в месторождении нефти, используемых для поддержания давления в продуктивном пласте, а именно, в одной или нескольких добывающих скважинах, и для увеличения добычи нефти с использованием одной или нескольких скважин для нагнетания воды или других флюидов ("нагнетательных скважин"). В процессе заводнения используют нагнетание флюида для транспортирования остаточной нефти, оставшейся после начальной первичной добычи нефти, к соответствующим добывающим скважинах, для ее добычи. За счет этого, скважины, в которых закончилась первичная добыча, могут продолжать производить нефть, что приводит к увеличению рентабельного срока службы месторождения и увеличивает полный объем добытой нефти из коллектора.

Настоящее изобретение может быть осуществлено с использованием имеющихся систем нагнетания и добычи в любой подходящей схеме расположения скважин. Одной из схем расположения скважин, которую обычно используют в операциях заводнения и которая подходит для осуществления настоящего изобретения, является схема расположения с использованием расстановки пять точек, с внутренним или с объединенном заводнением, и с использованием других типов расстановки, которые описаны в патенте США No. 4,018,281, который полностью включен в данное описание в качестве ссылки. Схема расположения скважин может содержать множество расстановок пять точек, каждая из которых содержит центральную эксплуатационную скважину и четыре периферийных нагнетательных скважины, как это указано в данном патенте.

Само собой разумеется, что для осуществления настоящего изобретения могут быть использованы и другие расстановки и схемы расположения скважин, такие как прямые или ступенчатые линейные расстановки, расстановки четыре точки, семь точек или девять точек, а также расстановки с внешним или кольцевым заводнением. Более подробное описание этих и других схем расположения скважин, которые могут быть использованы при заводнении, содержится в публикациях Calhoun, J.С., Jr., FUNDAMENTALS OF RESERVOIR ENGINEERING, Univ. Of Oklahoma Press, Norman (1960), pp.371-376, и Uren, L.C., PETROLEUM PRODUCTION ENGINEERING - PETROLEUM FIELD EXPLOITATION, McGraw-Hill Book Co., Inc., New York, Toronto, and London (1953), pp.528-534. Следует иметь в виду, что настоящее изобретение также может быть осуществлено с использованием сдвоенных законченных нагнетательных-эксплуатационных скважин такого типа, который раскрыт, например, в патенте США No. 2,725,106, который также включен в данное описание в качестве ссылки. Эта схема расположения иногда преимущественно может иметь использована в относительно толстых коллекторах, в которых желательно производить вытеснение нефти в коллекторе вверх и добывать нефть из верхнего участка коллектора. Внешние расстановки являются особенно интересными для использования с избыточным нагнетанием вытесняющих жидкостей в соответствии с настоящим изобретением.

Как уже было указано здесь выше, настоящее изобретение направлено на добычу так называемой тяжелой или вязкой сырой нефти, которая типично имеет API плотность 30° API или меньше, в частности, 25° API или меньше. Не желая связывать себя какой-либо конкретной теорией, все же можно полагать, что сырая нефть, имеющая API плотность 30° API или меньше, может образовывать вспененную эмульсию газа с нефтью и/или эмульсию воды в нефти, когда вытесняющую жидкость, такую как вода, используют в соответствии с описанными здесь способами.

Важной начальной операцией в способах в соответствии с настоящим изобретением является операция первичной добычи, то есть добыча, за счет собственного (внутреннего) давления, ограниченного количества OIP в подземном пласта, причем это количество зависит от API плотности сырой нефти в пласте. Однако, как уже было указано здесь выше, циклическое изменение между периодами избыточного нагнетания и недостаточного нагнетания, или недостаточного нагнетания и избыточного нагнетания, в зависимости от условий в коллекторе в начале вторичной добычи, все еще является предпочтительным и может приводить к увеличению добычи нефти из коллектора.

Например, когда проводят ограниченную начальную первичную добычу, и если добытая сырая нефть имеет API плотность от 17 до 30° API, то тогда начальная добыча OIP преимущественно должна составлять от 0.05 до 5% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.005 до 0.05), преимущественно от 1 до 4% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.01 до 0.04), а предпочтительнее от 1.5 до 3% OIP (коэффициент нефтеотдачи от 0.015 до 0.03). Для более тяжелых видов сырой нефти, в том числе и битумов, с API плотностью <17° API, и в частности от 12 до 16° API, начальная добыча при помощи первичного средства является менее критичной и может поддерживаться до 8% OIP или меньше (коэффициент нефтеотдачи 0.08 или меньше). Эти значения обсуждаются далее более подробно в примерах осуществления настоящего изобретения.

В частности, настоящее изобретение может найти применение в ряде регионов по всему миру, где имеются месторождения тяжелой/вязкой нефти, например, в Канаде, США (Аляска), Венесуэле и России. Настоящее изобретение особенно хорошо применимо для использования для коллекторов, содержащих тяжелую/вязкую сырую нефть с kh/µ от 1.4 до 100 mD-ft/cP, что имеется во многих содержащих тяжелую/вязкую сырую нефть коллекторах на Аляске, однако следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено использованием только в коллекторах с такими значениями kh/µ.

После начальной добычи тяжелой/вязкой сырой нефти за счет первичной добычи, начинают вторичную добычу, которую типично проводят как заводнение. Несмотря на то, что здесь использован термин заводнение, следует иметь в виду, что могут быть использованы и другие известные вытесняющие жидкости, такие как легкие углеводороды (потоки природного газа).

Заводнение может начинаться периодом так называемого избыточного нагнетания, то есть может быть использовано отношение замещения пористости (VRR)≥0.95, например, от 0.95 до 1.11, в частности, от 0.95 до 1, или даже выше, пока накопленное VRR (на основании начальной добычи нефти) не дойдет до или не будет поддерживается на величине от 0.6 до 1.25, в вариантах от 0.93 до 1.11, а преимущественно около 1, например, от 0.95 до 1.05. Это избыточное нагнетание продолжают до тех пор, пока WOR не повысится до нежелательного уровня, такого как WOR по меньшей мере 0.25, в частности, по меньшей мере 0.4, а преимущественно по меньшей мере 0.75. Операция поддержания накопленного VRR около 1 является желательной, чтобы не нагнетать избыточные количества вытесняющей жидкости в пласт.

После достижения нежелательного уровня WOR, начинают период так называемого недостаточного нагнетания, то есть операцию заводнения при VRR меньше чем 0.95 или меньше чем 0.90, в частности, от 0.5 до 0.85, а особенно от 0.6 до 0.8, так чтобы освободить газ, который содержится в пластовых флюидах и получить оптимальную EUR. Полагают, что при VRR меньше 0.5, любые образующиеся эмульсии перестают действовать эффективно в операции заводнения. Во время периода недостаточного нагнетания, накопленное VRR преимущественно поддерживают на уровне от 0.6 до 1.25. Кроме того, недостаточное нагнетание продолжают до тех пор, пока не будет достигнут нежелательный уровень освобождения газа, например, когда GOR добытых флюидов достигнет уровня по меньшей мере в 2 раза больше чем GOR при растворенном газе в коллекторе, а в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере в 5 раз больше чем GOR при растворенном газе. Фактический уровень зависит от специфического коллектора, от того, как быстро оператор желает снизить коллекторное давление, а также от экономики добычи из коллектора.

Операция заводнения от периода избыточного нагнетания до периода недостаточного нагнетания является циклической по своей природе, то есть может быть повторена один или несколько раз, а в частности, столько раз, сколько это нужно для экономически выгодной и эффективной добычи тяжелой/вязкой сырой нефти.

Также важно ограничить количество воды, нагнетаемой во время периодов недостаточного нагнетания, то есть когда VRR меньше чем 0.95. Как правило, для нефти с плотностью от 17 до 30° API, накопленный объем воды, нагнетаемой во время таких периодов недостаточного нагнетания, составляет от 15 до 30%, в пересчете на полный накопленный объем воды, введенной в пласт. Для нефти с плотностью <17° API, накопленный объем воды, нагнетаемой во время таких периодов недостаточного нагнетания, составляет от 30 до 50%, в пересчете на полный накопленный объем воды, введенной в пласт.

Специфические варианты осуществления изобретения

Было проведено статистическое исследование 166 случаев заводнения в западной Канаде для добычи тяжелой нефти и нефти средней плотности, и была разработана новая рабочая практика для заводнения тяжелой нефти. При классическом заводнении легкой нефти, операторам обычно советуют начинать заводнение рано и поддерживать отношение замещения пористости (VRR) у 1. Однако проведенное исследование привело к удивительным результатам для 2 параметров - среди 120 коллекторов и исследованных рабочих параметров - которые противоречат рекомендованной практике классического заводнения легкой нефти. Во-первых, было обнаружено, что задержка заводнения до добычи некоторой фракции пластовой нефти является полезной. Во-вторых, следует изменять VRR в соответствии с увеличенной конечной добычей - то есть нужны периоды недостаточного нагнетания, несмотря на то, что накопленное VRR около 1 следует поддерживать.

Конечная добыча коррелирует с коэффициентом первичной добычи в начале заводнения. При анализе набора данных по диапазонам API, была обнаружена наилучшая зона ("sweet spot") повышения конечной добычи в очень узком интервале коэффициента нефтеотдачи до начала заводнения. На графиках каждой категории показана эта наилучшая зона, в которой происходит повышенная добыча.

Также наблюдали повышение конечной добычи, когда исследовали графики конечной добычи в функции фракции введенного объема - но опять, только когда данные анализируют по диапазонам. Некоторые периоды нагнетания, когда VRR меньше чем 0.95, приводят к повышению конечной добычи. Однако важно, чтобы этот период с VRR<0.95 перемежался периодами повышенного VRR, так чтобы накопленное VRR было около 1.0. Вновь, в каждом диапазоне имеется наилучшая зона, в которой происходит это увеличение конечной добычи.

Данные о добыче, число скважин и схемы разработки пласта были получены и исследованы для 166 месторождений в западной Канаде с использованием программного обеспечения AccuMapTM для разведки и оценки месторождений, которое может быть получено на фирме HIS Energy of Englewood, Colorado, USA, и программного обеспечения GeoQuest Merak PetroDesk™ и баз данных добычи (Canadian production database), которые могут быть получены на фирме Schlumberger Oilfield Services of Houston, Texas, USA. Данные коллекторов были