Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ СО СТАБИЛИЗАЦИЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРОПАНТОМ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ СО СТАБИЛИЗАЦИЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРОПАНТОМ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ СО СТАБИЛИЗАЦИЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРОПАНТОМ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи, и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов этой залежи с разной проницаемостью. Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти при минимальных энергетических затратах за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи. Сущность изобретения: по способу в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания увеличением расхода нагнетаемого агента до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и нагнетают в продуктивный пласт пропант до повышения давления в пределах критического, затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания и если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем ранее отмеченного эффективного давления, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении нагнетания и стабильной фильтрации. 8 з.п. ф-лы.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2185501
Класс(ы) патента: E21B43/20, E21B43/26
Номер заявки: 2001127122/03
Дата подачи заявки: 08.10.2001
Дата публикации: 20.07.2002
Заявитель(и): Горбунов Андрей Тимофеевич
Автор(ы): Девятов В.В.; Васильев О.Е.; Горбунов А.Т.
Патентообладатель(и): Девятов Василий Васильевич; Васильев Олег Евдокимович; Горбунов Андрей Тимофеевич
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи и предназначено для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, как правило, разной проницаемости, слагающих эту залежь.
Изобретение относится к разработке залежи с применением технологии, условно называемой "малой комплексной технологией гидроразрыва" (МКТГР).
Условность названия определяется тем, что в полном понимании гидроразрыва как такового с полномасштабным развитием трещин разного характера и ориентации не предусматривается. В соответствии с существом изобретения предусматривается использование состояния массива пород, близкое к состоянию гидроразрыва с раскрытием имеющихся естественных трещин только определенной ориентации.
Известно, что среднестатистическая величина подвижной нефти в продуктивном пласте, которая может фильтроваться, а следовательно, и может быть извлечена, составляет не менее 70%. Однако реальный коэффициент нефтеотдачи не превышает в настоящее время 35%.
Повышение коэффициента нефтеотдачи является одной из главных задач нефтяной промышленности.
Одной из проблем, препятствующей этому, является недоучет сложнейших, всегда не типичных геологических условий, определяющих сложную природу гидродинамических явлений, свойственных разработке нефтяной залежи, неоднородность пластов которой в каждых конкретных случаях имеет разную природу.
Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризующийся тем, что в нагнетательную скважину нагнетают водный раствор полимера и вытесняющий агент, а через добывающую скважину отбирают нефть (1).
По этому способу предполагается, что нагнетаемый в результате в продуктивные пласты нефтяной залежи водный раствор полимера поступает в наиболее гидропроводные зоны нефтяной залежи и закупоривает их, а вытесняющий агент, например вода, вытесняет нефть из необводненных участков пластов.
Недостатком способа является то, что он дает только однократный эффект. К тому же при большой степени неоднородности нефтяной залежи не обеспечивается полный охват залежи воздействием.
Известен способ разработки нефтяной залежи, характеризуемый тем, что осуществляют обработку призабойной и окружающей ее зоны в нагнетательной скважине, нагнетание через нагнетательную скважину рабочего агента и отбор нефти через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной (2).
В качестве обработки призабойной зоны и зоны ее окружающей известный способ предусматривает гидроразрыв в полном его объеме. Способ ориентирован на более полный охват залежи воздействием. Однако этот охват фактически сводится к увеличению лишь площади пласта (преимущественно в горизонтальном направлении по пласту). По известному способу в действительности не происходит эффективного вытеснения нефти. Рабочий агент вскрывает под давлением лишь локальную наиболее гидропроводную зону. Отсюда эффект по нефтеизвлечению имеет кратковременный (пиковый) характер. Извлекаемая нефть быстро и сильно обводняется.
Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи залежи за счет возможности обеспечения практически поршневого вытеснения нефти, при минимальных энергетических затратах, за счет предварительного раскрытия сомкнутых естественных вертикальных трещин залежи перед ее обработкой.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки нефтяной залежи со стабилизацией фильтрации пропантом, согласно изобретению в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания увеличением расхода нагнетаемого агента до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и нагнетают в продуктивный пласт пропант до повышения давления в пределах критического, затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания и если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем ранее отмеченного эффективного давления, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении нагнетания и стабильной фильтрации.
Кроме того:
закачку пропанта осуществляют дополнительно и в добывающую скважину, по меньшей мере одну;
применяют пропант с гидрофобным покрытием;
в качестве пропанта применяют песок, или гранулы горных пород, или гранулы искусственного происхождения любой формы, в том числе сферической, цельные и/или полые;
пропант закачивают при давлении закачки ниже достигнутого критического на 5-10%;
к основной закачке рабочего агента переходят в том случае, если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем на 30-50% эффективного давления;
работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме;
если после закачки пропанта эффективной приемистости достигают при давлении, не меньшем эффективного, то операцию по закачке пропанта повторяют;
в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.
Сущность предложенного изобретения заключается в том, что способ предусматривает оптимальный режим нагнетания рабочего агента через нагнетательную скважину, при котором используют всю мощность продуктивного пласта для вытеснения из него нефти, т.е. создают практически поршневой режим вытеснения нефти.
Такой режим может быть обеспечен и при массированном вытеснении pабoчeго агента (при очень больших расходах) через нагнетательную скважину. Однако такой режим вытеснения сопровождается значительным ростом давления на устье скважины. Это давление является управляющим или контрольным параметром, характеризующим состояние системы.
В связи с тем, что в реальных условиях оптимальное давление, при котором происходит практически поршневое вытеснение, заранее не известно, его подбирают определением приемистости продуктивного пласта (испытаниями нагнетательной скважины) последовательным приближением к оптимальному показателю - эффективному давлению.
При нем наблюдают эффективную приемистость, т.е. приемистость с максимальным охватом залежи по мощности, когда все неоднородные пласты этой залежи вовлечены в работу. Такой режим особенно важен и потому, что в залежи могут быть и выклинивающиеся или линзообразные продуктивные пропластки, не вскрытые скважинами.
Большой опыт практических работ, лабораторных исследований и сам характер проявления эффективной приемистости дают веское основание предположить, что она объясняется не только изменением проницаемости продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи (при высоких давлениях закачки рабочего агента), но и раскрытием естественных вертикальных трещин, объединяющих все разнородные по проницаемости пропластки и обеспечивающие повышенную приемистость продуктивного пласта в целом. В этом случае пласт по всей мощности работает практически в поршневом режиме на оптимальное вытеснение нефти. Давление при этом режиме может достигать 20-30 МПа, а расход рабочего агента может достигать 1000 м3/сут и более.
Задача заключается в оптимальном использовании всего диапазона допустимых параметров по количеству, давлению закачиваемого рабочего агента, приемистости продуктивного пласта и его охвату по мощности.
При вышеназванных максимальных показателях технический результат и сроки его реализации могли бы быть очень эффективны. Однако с повышением давления затрачиваются значительные энергетические ресурсы мощных насосных кустовых станций.
Кроме того, существует большая вероятность вскрытия горизонтальных трещин и опасность развития горизонтального гидроразрыва с катастрофическими поглощениями рабочего агента, когда возможность поршневого вытеснения нефти напрочь исключается.
Более того, вероятность возврата на режим эффективной приемистости при эффективном давлении, полученным при первоначальных исследованиях приемистости продуктивного пласта, тоже снижается, поскольку единожды полученный масштабный гидроразрыв может стать привычным уже при давлениях ниже первоначального давления гидроразрыва.
Поэтому заранее, на стадии исследований, последовательным приближением отмечают верхнее критическое давление, характеризующее только раскрытие естественных горизонтальных трещин с недопущением развития полномасштабного горизонтального гидроразрыва с созданием новых трещин.
Это отмечают по первым признакам резкого увеличения приемистости продуктивного пласта. Снижают давление нагнетания рабочего агента до эффективного с оставлением в работе только раскрытых естественных вертикальных трещин. Закачкой пропанта вертикальные трещины фиксируют в раскрытом состоянии. Это обеспечивает стабилизацию фильтрации и возможность последующего нагнетания рабочего агента (воды) при давлениях, значительно меньших ранее отмеченного эффективного давления.
А это в свою очередь обеспечивает значительное уменьшение уже энергетических мощностей по нагнетанию рабочего агента.
Для уменьшения гидравлического сопротивления нагнетаемого рабочего агента через пропант последний применяют с гидрофобным покрытием.
Пропант с гидрофобным покрытием для добывающей скважины к ранее отмеченному эффекту уменьшения гидравлического сопротивления добавляет снижение обводнения добываемой нефти.
При этом работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме.
Циклический режим работы скважин способствует дальнейшей стабилизации практически поршневого режима вытеснения и выравниванию фронта вытеснения.
Практический опыт работ позволил высказать предположение (пока не опровергнутое) о том, что "не циклический режим" вытеснения в принципе противопоказан при разработке нефтяных залежей.
Способ осуществляют следующим образом.
По способу перед его осуществлением в нагнетательной скважине, по меньшей мере одной, предварительно определяют приемистость продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания.
При этом дополнительно с помощью геофизических исследований контролируют охват закачиваемым агентом продуктивного пласта по его мощности при разных величинах давления нагнетания. Строят профиль приемистости скважины, а также кривые восстановления давления.
При достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания. Для этого увеличивают расход закачиваемого агента. Давление поднимают до критического давления. Это отмечают резким увеличением приемистости продуктивного пласта.
После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, например, на 5-10%, но не ниже эффективного давления. Осуществляют нагнетание в продуктивный пласт (его раскрытые естественные вертикальные трещины) пропанта. Его закачивают до повышения давления в пределах критического.
Затем осуществляют пробное нагнетание рабочего агента. Его осуществляют с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания. Если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем эффективного, например, на 30-50%, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента.
Если этого не достигают, то это свидетельствует о том, что в естественных вертикальных трещинах не удалось создать фильтрующий и фиксирующий эти трещины каркас из пропанта. Поэтому операцию по закачке пропанта повторяют до получения вышеописанного условия.
Отбор нефти осуществляют через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами.
Наиболее оптимальные условия фильтрации обеспечивают в том случае, когда пропант закачивают дополнительно (кроме нагнетательной скважины, по меньшей мере одной) и в добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной.
Это обеспечивает в еще большей мере стабилизацию фильтрации и способствует в еще большей мере снижению давления нагнетания рабочего агента.
Для уменьшения гидравлического сопротивления нагнетаемого рабочего агента через пропант последний применяют с гидрофобным покрытием.
При этом работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме.
На стадии предварительного исследования нагнетательной скважины при определении приемистости продуктивного пласта (снятии профиля приемистости) используют рабочий агент, в качестве которого используют минерализованную (попутную) воду.
В качестве пропанта применяют песок или гранулы горных пород или гранулы искусственного происхождения любой формы, в том числе сферической, цельные и/или полые.
Конкретный пример реализации способа.
Выбирают одну из нагнетательных скважин на залежи, где вскрыты продуктивный пласты мощностью 7 м, 2,5 м и 4 м. Предварительно перед началом разработки в этой скважине геофизическими методами определяют приемистость продуктивных пластов в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивных пластов залежи по мощности.
Для испытаний используют воду. При давлении нагнетания воды в пределах 12-13 МПа на устье вода поступает только в верхнюю часть нижнего пласта. Приемистость скважины очень небольшая.
При возрастании давления нагнетания до 17 МПа резко возрастает охват по мощности залежи и начинает принимать воду верхний пласт 2,5 м.
Повышение давления нагнетания до 20 МПа приводит к подключению нижнего пласта 4 м.
При давлении нагнетания 22 МПа мощность залежи, принимающая воду, составляет уже 97% от всей вскрытой мощности. С ростом давления нагнетания общая и удельная приемистость каждого пласта залежи увеличивается, причем приемистость возрастает за счет изменения как коллекторских свойств, так и мощности, принимающей воду. При этом мощность залежи, принимающая воду, увеличивается за счет раскрытия естественных горизонтальных трещин, которые и объединяют всю продуктивную залежь в единую гидродинамическую систему.
При давлении 23 МПа вся залежь становится принимающей. По данным исследований обнаруживают раскрытие естественных вертикальных трещин, объединяющих все продуктивные пласты. Приемистость при этом составляет 600 м3/сут. Давление 23 МПа и приемистость 600 м3/cyт принимают как эффективные.
При дальнейшем повышении давления до 30 МПа приемистость скважины резко возрастает до 800 м3/сут. При этом, одновременно, мощность залежи, принимающая воду, сокращается.
Это свидетельствует о том, что при давлении 30 МПа вскрываются горизонтальные трещины. Небольшое сокращение принимающей мощности залежи свидетельствует о том, что пока еще не произошел полномасштабный гидроразрыв. Но давление 30 МПа уже можно считать критическим. После этого давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления. В продуктивный пласт через нагнетательную и добывающую скважины, гидродинамически связанные между собой, закачивают песок под давлением до повышения давления нагнетания до 30 МПа. В качестве жидкости-носителя пропанта применяют жидкий углеводород, например бензин, в количестве 30 м3. Затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания. Если эффективной приемистости 600 м3/cyт. достигают при давлении, например, 15 МПа, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента, при этом сниженном давлении нагнетания и стабильной фильтрации. При этом через добывающую скважину осуществляют промышленный отбор нефти.
Источники информации
1. Бурдынь Т.А. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении, Москва, Недра, 1983, стр.47-49.
2. Патент РФ 2105873, кл. Е 21 В 43/20, 27.02.1998.
Формула изобретения: 1. Способ разработки нефтяной залежи со стабилизацией фильтрации пропантом, характеризующийся тем, что в нагнетательную скважину, по меньшей мере одну, нагнетают рабочий агент и отбирают нефть через добывающую скважину, по меньшей мере одну, гидродинамически связанную с одной или несколькими нагнетательными скважинами, при этом в нагнетательной скважине предварительно определяют приемистость продуктивного пласта, по меньшей мере одного в нефтяной залежи, в зависимости от давления нагнетания и с контролем охвата нагнетаемым агентом продуктивного пласта по его мощности и при достижении полного охвата продуктивного пласта, характеризуемого эффективным давлением и эффективной приемистостью, осуществляют дальнейшее повышение давления нагнетания увеличением расхода нагнетаемого агента до критического давления, характеризуемого резким увеличением приемистости продуктивного пласта, после чего давление нагнетания снижают ниже достигнутого критического, но не ниже эффективного давления и нагнетают в продуктивный пласт пропант до повышения давления в пределах критического, затем при новых условиях фильтрации осуществляют пробное нагнетание рабочего агента с контролем приемистости продуктивного пласта в зависимости от давления нагнетания и если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем ранее отмеченного эффективного давления, то переходят к основному нагнетанию рабочего агента при сниженном давлении нагнетания и стабильной фильтрации.
2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что закачку пропанта осуществляют дополнительно и в добывающую скважину, по меньшей мере одну.
3. Способ по п. 1 или 2, характеризующийся тем, что применяют пропант с гидрофобным покрытием.
4. Способ по одному из пп. 1-3, характеризующийся тем, что в качестве пропанта применяют песок, или гранулы горных пород или гранулы искусственного происхождения любой формы, в том числе сферической, цельные и/или полые.
5. Способ по одному из пп. 1-4, характеризующийся тем, что пропант закачивают при давлении закачки ниже достигнутого критического на 5-10%.
6. Способ по одному из пп. 1-5, характеризующийся тем, что к основной закачке рабочего агента переходят в том случае, если эффективной приемистости достигают при давлении, меньшем на 30-50% эффективного давления.
7. Способ по одному из пп. 1-6, характеризующийся тем, что работу нагнетательной скважины, по меньшей мере одной, и/или добывающей скважины, по меньшей мере одной, осуществляют в циклическом режиме.
8. Способ по одному из пп. 1-7, характеризующийся тем, что если после закачки пропанта эффективной приемистости достигают при давлении, не меньшем эффективного, то операцию по закачке пропанта повторяют.
9. Способ по одному из пп. 1-8, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют воду, пресную и/или минерализованную.