RU2607127C1 - Способ разработки неоднородных пластов - Google Patents
Способ разработки неоднородных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607127C1 RU2607127C1 RU2015130542A RU2015130542A RU2607127C1 RU 2607127 C1 RU2607127 C1 RU 2607127C1 RU 2015130542 A RU2015130542 A RU 2015130542A RU 2015130542 A RU2015130542 A RU 2015130542A RU 2607127 C1 RU2607127 C1 RU 2607127C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- wells
- rocks
- formation
- development
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 78
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 14
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 claims description 9
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 230000000454 anti-cipatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- RLBIQVVOMOPOHC-UHFFFAOYSA-N parathion-methyl Chemical compound COP(=S)(OC)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 RLBIQVVOMOPOHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата вытеснением и нефтеотдачи, снижение затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла. В способе разработки неоднородных пластов, включающем закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработки призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами (пропластками), разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, при обработке призабойных зон скважин методом внутрипластового горения температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени, достаточных для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти из неоднородных пластов.
Более конкретно, способ предназначен для реализации на залежах нефти, представленных разнопроницаемыми пластами, разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами до 3 метров.
Известны способы разработки неоднородных пластов путем закачки через нагнетательные скважины вытесняющих агентов: воды, различных газов, водных растворов различных веществ (ПАВ, загустителей, щелочей), с отбором нефти через добывающие скважины [Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, 308 с.]. Недостатком способов является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов, обусловленная различием проницаемости отдельных пластов и пропластков. Различие проницаемости приводит к опережающему продвижению вытесняющего агента по пропласткам с высокой проницаемостью и снижению охвата вытеснением. Применение закачки загустителей приводит к повышению охвата, однако темпы разработки при этом замедляются.
Известен способ разработки неоднородных пластов с применением паротепловых обработок добывающих скважин и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины [Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. - Краснодар: "Советская Кубань". - 2000. - 464 с.], который обеспечивает повышение темпов разработки. Недостатком способа также является невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных пластов с применением обработок призабойных зон скважин методом внутрипластового горения и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины [W.L. Martin, J.D. Alexander, J, N, Dew, J. W. Tynan «Thermal Recovery at North Tisdale Field, Wyoming». Journal of Petroleum Technology, 1972, №5, p. 606-616] - прототип.
Недостатками способа являются невысокая нефтеотдача при разработке неоднородных пластов, а также повышенный расход вытесняющих агентов на добычу нефти.
Технический результат изобретения заключается в устранении указанных недостатков, а именно в повышении нефтеотдачи при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами, разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 м до 3 м, а также снижение расхода вытесняющих агентов на добычу нефти за счет целенаправленного использования введенного в пласт тепла и повышения охвата вытеснением.
Задача решается тем, что в известном способе разработки с применением обработок призабойных зон скважин методом внутрипластового горения и закачки вытесняющих агентов через нагнетательные скважины, при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами (пропластками), разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 м до 3 м, согласно изобретению осуществляют обработки призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения, при этом температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени, достаточных для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью; необходимый уровень температуры фронта горения определяют с помощью экспериментальных исследований зависимости проницаемости пород пласта и непроницаемых пород от температуры нагрева, а время поддержания необходимой температуры в пласте определяют с помощью расчетов; повышение температуры фронта горения до необходимого уровня обеспечивают подачей дополнительного топлива (нефти) в призабойную зону; перед проведением обработок призабойных зон пласта добывающих скважин методом внутрипластового горения предварительно осуществляют отбор нефти из высокопроницаемых пластов; по завершении закачки окислителя при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения производят охлаждение призабойной зоны водой или растворами химреагентов, разлагающихся при нагреве с выделением инертного газа.
Существенными признаками способа являются:
1) Осуществление обработок призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения.
2) Закачка вытесняющего агента в нагнетательные скважины.
3) Отбор через добывающую скважину нефти после обработок призабойных зон пласта методом внутрипластового горения.
4) Температура фронта горения при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения равна или превышает температуру развития трещиноватости в породе.
5) Повышение температуры фронта горения до необходимой при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения обеспечивают подачей дополнительного топлива (нефти) в призабойную зону.
6) При обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения инициирование горения и закачку окислителя проводят в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью.
7) Перед проведением обработок призабойных зон пласта добывающих скважин методом внутрипластового горения предварительно осуществляют отбор нефти из высокопроницаемых пластов.
8) По завершении закачки окислителя при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения производят охлаждение призабойной зоны водой или растворами химреагентов, разлагающихся при нагреве с выделением инертного газа.
9) Выбор температуры, которую необходимо развивать в призабойной зоне добывающих скважин для создания в непродуктивных породах проницаемости, производят с помощью экспериментальных исследований по термическому воздействию на породы пласта и непродуктивных перемычек для конкретных условий, а времени поддержания необходимой температуры в пласте - с помощью расчетов.
Признаки 1)-3) являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4)-9) - отличительными существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов широко применяют при разработке нефтяных месторождений как высоковязкой, так и маловязкой нефти, а также природных битумов. Самыми распространенными среди тепловых методов воздействия на пласт являются паротепловые обработки скважин. Вместе с тем, при больших глубинах залегания пластов применение паротепловых обработок становится неэффективным. На глубокозалегающих месторождениях для повышения дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин могут применяться обработки призабойных зон скважин методом внутрипластового горения. Такие обработки могут применяться при любой технологии разработки залежи: при заводнении, разработке на естественном
режиме, при разработке с помощью полимерного заводнения или водогазового воздействия на пласт и т.д.
Сущность обработок методом внутрипластового горения (термогазовой обработки) состоит в инициировании в призабойной зоне обрабатываемой скважины высокотемпературных окислительных реакций, продвижении созданного фронта горения в пласт путем закачки в скважину окислителя и последующем отборе из нее нефти. После закачки окислителя (воздуха) перед отбором нефти возможна остановка скважины на период пропитки. В патенте РФ [Пат. 2433258 Российская Федерация, МПК8 Е21В 43/243. Способ термогазовой обработки пласта / А.Г. Соломатин, Д.А. Иванов, А.В. Осипов. - №2010131396/03; заявл. 28.07.2010; опубл. 10.11.2011] рассмотрены оптимальные способы проведения обработок методом внутрипластового горения, а также вопросы безопасного осуществления работ.
Можно выделить ряд механизмов, обеспечивающих рост дебитов при термогазовых обработках. При высоких температурах в породе развивается микротрещиноватость, проницаемость породы может увеличиться в 2…4 раза. Кроме того, происходит дегидратация монтмориллонита и снижается риск потерь проницаемости в водочувствительных коллекторах. Происходит также удаление смол и асфальтенов и связанной воды из призабойной зоны, снижается вязкость нефти. В период остановки скважины (в период пропитки) происходят также явления термокапиллярного массообмена, при которых вода впитывается в плотные части пород (матрицу), а нефть из матрицы поступает в трещины или высокопроницаемые каналы, прогретые фронтом горения и заполненные горячей водой. На залежах маловязких нефтей особо высока роль развития трещиноватости в породе, а также вовлечения в работу закольматированных пропластков, не участвующих в процессах фильтрации. Газы горения, растворяясь в нефти, понижают ее вязкость.
Установлено, что при температурах нагревания ниже 600°С коренных изменений в породах не происходит. Наиболее же глубокие и необратимые преобразования наступают при нагревании пород свыше 600°С, в процессе которого практически удаляется вся химически связанная вода, входящая в состав коллоидных мицелл. Резкий режим охлаждения нагретых грунтов вызывает хрупкость и снижение прочности, трещиноватость [Юрданов. Термическое упрочнение грунтов в строительстве, М., 1990].
В патенте SU 1599528 (1987 г.) на основе экспериментальных данных установлено, что проницаемость обожженых глинистых пород увеличивается в десятки раз. Патент предусматривает нагрев пласта с помощью забойной газовой горелки при температурах 900-1200°С.
Имеются также экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что в зависимости от минерального состава глинистых пород проницаемость в интервале температур от 20 до 90°С увеличивается в несколько раз, а при дальнейшем нагреве - на порядок и более.
В книге Амелина И.Д. [Амелин И.Д. «Внутрипластовое горение», М., «Недра», 1980 г., стр. 22] приводятся результаты экспериментальных исследований термообработки (температура до 800-1000°С) карбонатных пород: пористость увеличивалась от нескольких раз до 88 раз, а проницаемость - до нескольких сотен раз.
Одной из отличительных особенностей предлагаемого способа является идея нагрева пласта до таких температур, при которых будет развиваться трещиноватость и происходит рост проницаемости не только в продуктивном пласте, но и в породах непроницаемых перемычек, разделяющих отдельные пласты (пропластки) и часто представленных либо плотными карбонатами, либо глинистыми породами. Обычно прослои непродуктивных пород с толщинами в 5…15 см имеют небольшую протяженность (в данной точке пласта прослой такой толщины может присутствовать, а, например, через 2-3 м в сторону по горизонтали прослой может выклиниваться (исчезать)). Поэтому можно говорить, что пласты разделены прослоями непродуктивных пород, если последние имеют толщину порядка 0.5 м и более. Обычно температура фронта горения находится в пределах 500-600°С, что не позволяет создать заметные изменения пористости и проницаемости пород (далее рассмотрен метод повышения температуры до необходимых уровней).
При выжигании пласта в призабойной зоне скважины при высоких температурах (которые, вероятно, должны находиться на уровне 900-1000°С и более) возникает «тепловое окно»: благодаря развитию трещиноватости и росту проницаемости непроницаемых перемычек создаются условия для перетока флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый. Действительно, при эксплуатации скважины давление падает в высокопроницаемом пласте быстрее, чем в низкопроницаемом. Поэтому, благодаря различию пластовых давлений, через тепловое окно будет происходить переток флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый.
Особенностью способа является также то, что в нем используется ряд дополнительных приемов для усиления эффекта создания теплового окна. Например, давление в высокопроницаемом пласте в районе скважины можно понизить принудительно за счет опережающей эксплуатации именно высокопроницаемого пласта. Совместное действие термического фактора (растрескивание породы) и фактора перепада давления между пластами будет способствовать еще большему повышению
проницаемости перемычки в зоне теплового окна. При закачке охлаждающих флюидов сразу же после окончания закачки необходимого объема окислителя при обработке скважины методом внутрипластового горения (как предлагалось в патенте РФ №2433258) возникает дополнительный эффект охлаждения нагретого до высоких температур пласта и окружающих его пород (эффект не рассмотренный и не используемый в патенте РФ №2433258), что приводит, как отмечалось выше, к дальнейшему дополнительному растрескиванию пород и увеличению их проницаемости.
Поступающие в высокопроницаемый пласт (в призабойную зону скважины) через тепловое окно флюиды из низкопроницаемого пласта будут осложнять поступление флюидов собственно из высокопроницаемого пласта. Этот эффект выразится в более равномерном вытеснении нефти из высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов, и, соответственно, в более высоком охвате вытеснением и нефтеотдаче. При этом в нагнетательных скважинах можно будет не устанавливать оборудование раздельной закачки.
Наиболее предпочтительный вариант реализации способа предусматривает обработку добывающей скважины методом внутрипластового горения путем осуществления этого процесса только в низкопроницаемом пласте. В результате обработки низкопроницаемого пласта в прискважинной зоне развивается повышенная проницаемость этого пласта, а рост температуры приводит к снижению вязкости поступающей нефти. Это позволяет усилить приток из низкопроницаемого пласта не только за счет усиления движения флюидов по напластованию именно по низкопроницаемому пласту, но и за счет перетока флюидов из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый через тепловое окно. Температуру и время ее поддержания в низкопроницаемом пласте можно подобрать так, чтобы изменение проницаемости соседнего высокопроницаемого пласта (пропластка) было минимальным.
Температуру, развиваемую на фронте горения, обычно оценивают по результатам лабораторных экспериментов на трубной модели пласта, а также с помощью численных моделей. С помощью лабораторных экспериментов можно оценить количество сгорающего в пласте топлива. Развиваемую температуру на фронте горения можно оценить по результатам лабораторных экспериментов на трубной модели пласта, а также, например, с помощью следующей простейшей формулы:
Тф=Qt*Rt/Cr+То,
где Qt - концентрация сгорающего топлива, определенная по результатам лабораторных экспериментов; Rt - энтальпия сгорания топлива; Cr - объемная теплоемкость пород пласта; То - начальная пластовая температура.
Если, например, Qt составит 25 кг/м3, Rt принять равной 45*106 Дж/кг, а Cr=2500 КДж/(м3*°С), получим оценку температуры на фронте 475°С (при начальной пластовой температуре 25°С). Тогда, для увеличения температуры вдвое (т.е. до 900-950°С) на каждый кубометр выжигаемого объема пласта потребуется дополнительно ввести 25 кг дополнительного топлива (нефти). При необходимости операцию закачки дополнительного топлива можно повторить.
Например, если толщина пласта равна 5 м, а радиус выжигаемой зоны составляет 6 метров, дополнительно потребуется закачать в скважину около 14 тонн нефти. Может быть использовано и другое топливо, например монотопливо, содержащее одновременно топливо и окислитель. Более точно все эти расчеты проводятся с помощью численных моделей; здесь же даны только приближенные оценки.
На фиг. 1 представлены результаты расчета распространения тепла в непроницаемой перемычке за счет теплопроводности, выполненные с помощью численной модели. Расчеты показывают, что если поддерживать температуру на фронте горения порядка 900-1000°С, то через несколько суток температура 900°С может распространиться в непроницаемых породах на 2 и более метров по вертикали.
Закачкой дополнительного топлива можно регулировать как температуру, развиваемую в каждой ячейке пласта, так и длительность поддержания этой температуры в ячейке. По крайней мере, из проведенных расчетов следует, что в случае одностороннего прогрева непроницаемых пропластков (со стороны только низкопроницаемого пласта(пластов)) вполне можно обеспечить прогрев 2-3 метров непроницаемых пород до высоких температур, при которых развивается проницаемость. При больших толщинах непроницаемых пластов (порядка 5-6 м) для создания теплового окна может быть использован двухсторонний прогрев как со стороны низкопроницаемых, так и высокопроницаемых пластов. Однако эффективность выравнивания вытеснения при этом снижается. Прогрев больших толщин представляется затруднительным, т.к. для этого потребуются большие объемы закачки дополнительного топлива и длительное время.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где показано:
Фиг. 1. Распределение температуры в непроницаемой перемычке при воздействии на пласт фронтом горения.
Фиг. 2. Технология разработки с элементами вертикального вытеснения нефти и высокотемпературного теплового воздействия на пласт – ТВВГ.
Способ осуществляется следующим образом.
На фиг. 2 представлена схема этапов разработки залежи, показывающая принцип осуществления и этапность предлагаемого изобретения на примере двухпластовой залежи.
При начальном разбуривании залежи изучается геологическое строение и выделяются высокопроницаемые и низкопроницаемые пласты.
Схема представлена для линейной однорядной системы, хотя она может быть реализована и для площадных схем размещения скважин. На I этапе разработки производится вскрытие двух пластов в рядах скважин I и III. В скважинах II ряда, желательно, вскрытие только высокопроницаемого пласта, хотя возможно и вскрытие низкопроницаемого пласта. После вскрытия пластов начинается этап разработки на режиме истощения. I этап, желательно, продолжать до обеспечения существенного падения давления в высокопроницаемом пласте.
Проводят экспериментальные и численные исследования, в ходе которых определяют концентрацию сгорающего топлива, зависимость проницаемости пород от температуры. Создают математическую модель залежи и предлагаемой технологии и рассчитывают оптимальный сценарий разработки, определяют оптимальные параметры обработок скважин горением, в том числе параметры теплового окна, объемы дополнительно вводимого в пласт топлива (нефти) и пр.
На этапе II в скважинах II ряда проводятся обработки методом внутрипластового горения, при этом осуществляют вскрытие только низкопроницаемого пласта (если высокопроницаемый пласт был вскрыт ранее, его изолируют). При обработках в пласт закачивают дополнительную нефть (топливо) и по завершении обработок скважины пускают в эксплуатацию. По завершении обработки горением вскрывается высокопроницаемый пласт. В нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент (воду, газ, воздух, раствор полимера и др.). Возможно также проведение обработок внутрипластовым горением призабойных зон нагнетательных скважин.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Рассматриваемый пласт залегает на глубине 1500 м. Пласт насыщен нефтью вязкостью 65 мПа*с при пластовых условиях: температуре 30°С и давлении 15.5 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа. Суммарная эффективная толщина пласта 11 м, начальная нефтенасыщенность 0.75, средняя пористость 22%. В средней
части пласта прослеживается хорошо коррелируемый непроницаемый глинистый пропласток толщиной 2.5 м, который разбивает пласт на две части. Верхняя часть имеет проницаемость 150*10-3 мкм2, нижняя - 400*10-3 мкм2, толщина нижнего пласта - 5 м. Залежь разбурена по пятиточечной схеме размещения скважин, тип скважин - вертикальные.
С помощью экспериментальных исследований установили, что развитие трещиноватости в породах наиболее эффективно протекает при температурах порядка 850-900°С, содержание топлива по данным эксперимента на трубе горения составило 28 кг/м3.
Разработку залежи проводили на режиме заводнения: в нагнетательные скважины закачивали воду, из добывающих отбирали продукцию.
При осуществлении разработки по способу прототипа проводили обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения. С помощью забойного электронагревателя инициировали процесс горения в пласте и закачивали 700 тыс. нм3 воздуха, останавливали скважину на пропитку в течение 30 суток, после чего пускали скважину в эксплуатацию. Вскрытие пласта как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах проводили от кровли до подошвы, т.е. на полную мощность.
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 29%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.9 м3 на тонну добытой нефти.
При проведении разработки по предлагаемому способу с помощью математической модели выбрали оптимальные параметры обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения и проводили их следующим образом. В добывающих скважинах вскрывали только верхний низкопроницаемый пласт, а высокопроницаемый временно (на период обработки) изолировали. В пласт закачивали 400 тыс. нм3 воздуха, после чего в скважину закачивали 200 тонн технической воды, затем 30 тонн нефти, промывали нагнетательную систему 40 м3 нитрокса (раствор нитрита натрия и каустической соды) и вновь приступали к закачке воздуха в объеме 400 тыс. нм3, затем закачивали 350 тонн 10% водного раствора гидрокарбоната аммония и пускали скважину в эксплуатацию.
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 34%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.7 м3 на тонну добытой нефти.
Пример 2. На залежи, рассмотренной в примере 1, дополнительно проводили обработки методом внутрипластового горения призабойных зон нагнетательных скважин. Однако закачку дополнительного топлива при этом не проводили, т.к. расчеты показали, что создание теплового окна в призабойных зонах нагнетательных скважин нецелесообразно. В скважинах оставляли вскрытым только верхний низкопроницаемый пласт, а высокопроницаемый временно (на период обработки) изолировали. В скважину закачивали 500 тыс. нм3 воздуха, после чего переходили к закачке воды в оба пласта.
Обработки добывающих скважин методом внутрипластового горения, рассмотренные в примере 1, повторяли два раза.
При достижении обводненности продукции 98% нефтеотдача пласта составила 35.5%. Расход закачиваемой в нагнетательные скважины воды составил 8.6 м3 на тонну добытой нефти.
Claims (5)
1. Способ разработки неоднородных пластов, включающий закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработки призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, отличающийся тем, что при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами (пропластками), разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, при обработке призабойных зон скважин методом внутрипластового горения температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени, достаточных для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что необходимый уровень температуры фронта горения определяют с помощью экспериментальных исследований зависимости проницаемости пород пласта и непроницаемых пород от температуры нагрева, а время поддержания необходимой температуры в пласте определяют с помощью расчетов.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для создания необходимого уровня температур при обработках призабойных зон скважин методом внутрипластового горения и поддержания уровня температур в течение необходимого для развития зоны проницаемости в непродуктивных породах времени в пласт закачивают дополнительное топливо, например нефть.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что по завершении закачки окислителя при обработках призабойных зон пласта скважин методом внутрипластового горения производят охлаждение призабойной зоны водой или растворами химреагентов, разлагающихся при нагреве с выделением инертного газа.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед проведением обработок призабойных зон пласта добывающих скважин методом внутрипластового горения предварительно осуществляют отбор нефти из высокопроницаемых пластов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130542A RU2607127C1 (ru) | 2015-07-24 | 2015-07-24 | Способ разработки неоднородных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130542A RU2607127C1 (ru) | 2015-07-24 | 2015-07-24 | Способ разработки неоднородных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2607127C1 true RU2607127C1 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452477
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015130542A RU2607127C1 (ru) | 2015-07-24 | 2015-07-24 | Способ разработки неоднородных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607127C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1615340A1 (ru) * | 1988-05-16 | 1990-12-23 | Казахский государственный университет им.С.М.Кирова | Способ разработки нефт ного месторождени методом внутрипластового горени |
| SU1645475A1 (ru) * | 1988-08-15 | 1991-04-30 | Казахский Межотраслевой Научно-Технический Центр "Свс" | Способ разработки нефт ного месторождени |
| RU1353022C (ru) * | 1985-06-28 | 1995-03-27 | ТатНИПИнефть | Способ разработки залежи нефти |
| RU2109133C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
| WO2011120126A1 (en) * | 2010-03-30 | 2011-10-06 | Archon Technologies Ltd. | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface |
| RU2447275C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления |
| RU2534873C2 (ru) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2015
- 2015-07-24 RU RU2015130542A patent/RU2607127C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU1353022C (ru) * | 1985-06-28 | 1995-03-27 | ТатНИПИнефть | Способ разработки залежи нефти |
| SU1615340A1 (ru) * | 1988-05-16 | 1990-12-23 | Казахский государственный университет им.С.М.Кирова | Способ разработки нефт ного месторождени методом внутрипластового горени |
| SU1645475A1 (ru) * | 1988-08-15 | 1991-04-30 | Казахский Межотраслевой Научно-Технический Центр "Свс" | Способ разработки нефт ного месторождени |
| RU2109133C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-04-20 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
| RU2447275C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления |
| WO2011120126A1 (en) * | 2010-03-30 | 2011-10-06 | Archon Technologies Ltd. | Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface |
| RU2534873C2 (ru) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sheng | Critical review of field EOR projects in shale and tight reservoirs | |
| SU1082332A3 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| US3342258A (en) | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits | |
| US4303126A (en) | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2358099C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| US20190040725A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| US3379250A (en) | Thermally controlling fracturing | |
| Joshi | Thermal oil recovery with horizontal wells (includes associated papers 24403 and 24957) | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2386801C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2722893C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| CA2980060A1 (en) | Fluid injection process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation | |
| RU2607127C1 (ru) | Способ разработки неоднородных пластов | |
| RU2395676C1 (ru) | Способ разработки залежи битума | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| RU2722895C1 (ru) | Способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи | |
| US10246980B2 (en) | Flooding process for hydrocarbon recovery from a subsurface formation | |
| RU2467161C1 (ru) | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти | |
| GB2520719A (en) | Producing hydrocarbons by circulating fluid | |
| RU2534306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием |