RU2535762C2

RU2535762C2 - Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения

Info

Publication number: RU2535762C2
Application number: RU2013102324/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Зарина Салаватовна Идиятуллина; Евгений Константинович Плаксин; Айрат Дуфарович Салихов; Лилия Рафагатовна Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2013-01-17
Filing date: 2013-01-17
Publication date: 2014-12-20
Also published as: RU2013102324A

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.

Description

зобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области интенсификации добычи углеводородов из неоднородных нефтяных месторождений с вытеснением нефти водой.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №681993, МПК. Е21В 43/20, опубл. 23.12.1991 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины. В продуктивный пласт закачивают оторочку вязкого раствора полимера с последующей закачкой воды. Сущность способа заключается в том, что полимерный раствор, проникая в первую очередь в высокопроницаемые пропластки, увеличивает их фильтрационное сопротивление, за счет чего нагнетаемая вслед за оторочкой вода направляется в менее проницаемые интервалы, что обуславливает как увеличение охвата пласта вытеснением, так и повышение нефтеотдачи.

Недостатками данного способа являются неполный охват пласта заводнением, так как в низкопроницаемые интервалы пласта полимер не может проникнуть ввиду того, что характерный диаметр микроканалов этих интервалов меньше, чем размер макромолекул полимера. Поэтому, когда через единый фильтр закачивается оторочка полимера в пласт, сложенный разнопроницаемыми пропластками, та часть коллекторов, пористая среда которых имеет средний размер пор меньший, чем размер макромолекулярного клубка, может быть заблокирована (как бы "заклеена") закачиваемым полимером, в результате чего уменьшается охват пласта при последующем заводнении. Невозможно определить неоднородность коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (патент RU №2095555, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.1997 г.), включающий в себя закачку через нагнетательные скважины оторочки раствора полимера с последующим вытеснением водой. В каждый пропласток одновременно-раздельно закачивают оторочки растворов полимеров, причем в высокопроницаемые пропластки закачивают полимеры высокой молекулярной массы, а в низкопроницаемые пропластки закачивают полимеры низкой молекулярной массы, а полимер подбирают из условия, чтобы средний размер макромолекул был меньше среднего диаметра поровых каналов.

Недостатками способа являются неполный охват пласта заводнением, низкая эффективность из-за нестабильности закачиваемого в пласт агента, узкая область применения (только неоднородность по вертикали), невозможность определения неоднородности коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами с высокой пластовой температурой 90°C и выше или при тепловых методах воздействия на пласт - 100-320°C (патент RU №2467165, МПК Е21В 43/12, 33/13, опубл. 20.11.2012 г.), включающий закачку в пласт водного раствора соли алюминия и карбамида, при этом закачку проводят порциями, причем сначала закачивают порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 1,0-3,0, карбамид 3,75-15,0 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте золь, а затем, по крайней мере, еще одну порцию водного раствора, содержащую мас.%: соль алюминия 3,5-17,0, карбамид 16,0-30 мас.% и воду - остальное, образующего в пласте гель.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за работы только в скважинах с 100-320°C, неполный охват пласта заводнением, низкая эффективность из-за закачки реагента без учета площади охвата, невозможность определения неоднородности коллектора по горизонтали (по ширине охвата).

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение конечной нефтеотдачи.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающим бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин.

Новым является то, что производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения.

Сущность изобретения.

Разработка неоднородных нефтяных месторождений характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решаются задачи повышения нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефтей и темпа отбора за счет осуществления площадной закачки теплоносителя.

На фиг. 1 представлена схема до начала реализации предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения,

где 1 - участок неоднородного нефтяного месторождения; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающие скважины; I, II, III - зоны с различной проницаемостью коллектора, 4 - изотермы.

На фиг. 2 представлена схема после реализации предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного месторождения в процессе закачки полимерного раствора.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 (фиг. 1) проектируют размещение сетки скважин. Расчет величины остаточных запасов и коэффициент извлечения нефти производят на основе гидродинамического моделирования участка нефтяного месторождения 1. Далее по проектной сетке бурят нагнетательные скважины 2 и добывающие скважины 3. Через нагнетательные скважины 2 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 3 отбирают продукцию. В качестве рабочего агента используют теплоноситель. Пускают скважины 2 и 3 в эксплуатацию и вводят месторождение 1 в разработку.

Затем по данным термометрии выделяют зоны различной проницаемости I, II, III вокруг нагнетательной скважины 2 из определения протяженности зон и площади I, II и III с близкой температурой (строят изотермы).

После чего производят площадную закачку теплоносителя в нагнетательные скважины 2.

В зависимости от вязкости нефти и температуры пласта в различных зонах I, II, III определяют вид водоизолирующего состава и его концентрацию.

После чего определяют количество изолирующего состава и продавочной жидкости для заполнения зональной неоднородности I, II и III.

Необходимые объемы закачки рабочего агента в зоны I, II, III рассчитывают по следующим формулам:

где V_I - объем зоны I, м³;

S_I - площадь зоны I, м²;

Н_пл - усредненная толщина пласта в зоне I, м.

где V_II - объем зоны II, м³;

S_II - площадь зоны II, м².

где V_III - объем зоны III, м³

S_III - площадь зоны III, м².

Объемы закачки вытесняющего агента рассчитываются по формулам:

где V_от - объем закачиваемой оторочки, м³;

V_зI - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону I, м³;

где V_зII - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону II, м³;

где V_зIII - объем закачиваемой продавочной жидкости в зону III, м³.

При этом изоляцию производят равными оторочками с различной концентрацией водоизолирующего агента (например, полимерный состав), так как для заполнения больших по площади зон закачивают водоизолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон для выравнивания проницаемости месторождения. Объем закачки оторочки составляет 3-6 м³. При этом для пластов толщиной 20 м используют примерно 6 м³ оторочки, а для пластов толщиной менее 20 м - около 3 м³.

После окончания закачки полимерного раствора продвижение по пласту осуществляют закачкой горячей водой.

Такое выполнение способа обеспечивает наиболее оптимальный режим вытеснения нефти за счет свободного проникновения полимерных растворов и воды в нефтенасыщенное поровое пространство. При этом удается избежать блокировки вязких участков, что позволяет увеличить охват пласта вытеснением и в итоге повысить его конечную нефтеотдачу по сравнению с известным способом.

Пример конкретного выполнения 1.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 пробурили по треугольной сетке добывающие 3 и нагнетательные 2 скважины с расстоянием между скважинами 400 м. Через нагнетательные скважины 2 закачали рабочий агент, через добывающие скважины 3 отобрали продукцию. В качестве рабочего агента используют горячую воду (t=90°C). Пустили скважины 2 и 3 в эксплуатацию и ввели месторождение 1 в разработку.

Провели замеры пластовой температуры (построили изотермы с шагом 20°C) и вязкости нефти и по данным термометрии выделили три зоны с различной пластовой температурой и вязкостью.

После чего закачали оторочку изолирующего состава (например, полиакриламид, глинопорошок и т.д.) в нагнетательную скважину 2 в объеме 4 м³. Закачку произвели в следующей последовательности: сначала в зону III, затем в зону II и далее в зону I. При этом температура пласта в зоне I составила 80°C, в зоне II - 60°C, в зоне III - 40°C. Площадь зоны I в горизонтальной проекции составила 100 м², зоны II - 300 м², зоны III - 600 м². Средняя водонасыщенная толщина пласта составила 4 м. При этом произвели закачку оторочками изолирующего состава с продавочной жидкостью в объеме, равном для зоны III - 1196 м³; для зоны II - 796 м³; для зоны I - 396 м³. Причем концентрация в зоне I, II, III составляла соответственно 6%, 18%, 36%.

После закачки рассчитанного объема вытесняющего агента закачку прекратили и оставили на реагирование на 6 суток.

Пример конкретного выполнения 2.

На участке неоднородного нефтяного месторождения 1 пробурили по треугольной сетке добывающие 3 и нагнетательные 2 скважины с расстоянием между скважинами 300 м. Через нагнетательные скважины 2 закачали рабочий агент, через добывающие скважины 3 отобрали продукцию. В качестве рабочего агента используют горячую воду (t=90°C). Пустили скважины 2 и 3 в эксплуатацию и ввели месторождение 1 в разработку.

После чего закачали оторочку изолирующего состава (например, полиакриламид, глинопорошок и т.д.) в нагнетательную скважину 2 в объеме 3 м³. Закачку произвели в следующей последовательности: сначала в зону III, затем в зону II и далее в I. При этом температура пласта в зоне I составила 70°C, в зоне II - 50°C, в зоне III - 30°C. Площадь зоны I в горизонтальной проекции составила 50 м², зоны II - 150 м², зоны III - 300 м². Средняя водонасыщенная толщина пласта составила 4 м. При этом произвели закачку оторочками изолирующего состава с продавочной жидкостью в объеме, равном для зоны III - 597 м³; для зоны II - 397 м³; для зоны I - 197 м³. Причем концентрация в зоне I, II, III составляла соответственно 6%, 18%, 36%.

После закачки рассчитанного объема вытесняющего агента закачку прекратили и оставили на реагирование на 5 суток.

Благодаря применению предложенного способа разработки неоднородного нефтяного месторождения коэффициент охвата увеличился в 1,5-2 раза, нефтеотдача возросла на 15%.

Предлагаемый способ позволит увеличить охват неоднородного месторождения воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, выровнять проницаемость месторождения, повысить коэффициент конечной нефтеотдачи.

Claims

Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, отличающийся тем, что производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения.