RU2612063C1

RU2612063C1 - Способ разработки нефтематеринских отложений

Info

Publication number: RU2612063C1
Application number: RU2016122118A
Authority: RU
Inventors: Наиль Ульфатович Маганов; Раис Салихович Хисамов; Владлен Борисович Подавалов; Вадим Валерьевич Ахметгареев
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date: 2016-06-03
Filing date: 2016-06-03
Publication date: 2017-03-02

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин q_ж < 0,3·q_ж ⁰ при P_з < 0,3·Р_пл ⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО₂, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление. При достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.

Description

Способ разработки нефтематеринских отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских сланцевых отложений, для которых закачка воды не эффективна.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. При этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка (патент РФ №2303126, кл. Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению, замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее, чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м³/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м³/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072 кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при разработке нефтематеринских, слабопроницаемых, сланцевых и преимущественно гидрофобных коллекторов. Попытка закачать воду в такие породы, даже в циклическом режиме, приводит к их гидроразрыву, а не к нефтевытеснению. В результате нефтеотдача остается низкой.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских отложений, включающем бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин, закачку рабочего агента в скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, выбирают месторождение, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД, скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые, все скважины выполняют добывающими, после периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин q_ж < 0,3·q_ж ⁰ при P_з < 0,3·Р_пл ⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют, аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения.

Сущность изобретения

Под нефтематеринскими отложениями здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу нефтематеринских отложений существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основной проблемой является поддержание пластового давления. Ввиду достаточно низкой проницаемости коллектора и его преимущественной гидрофобности, закачка воды значительно затруднена. При этом увеличение давления закачки приводит лишь к гидроразрыву. Разработка на естественном режиме характеризуется резким падением дебита жидкости и низкой конечной нефтеотдачей. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать нефтематеринские отложения. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтематеринских отложений со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД разбуривают вертикальными и/или горизонтальными добывающими скважинами. При возможности используют скважины, уже пробуренные на данный или другие объекты, совпадающие в структурном плане. Причем пробуренные скважины могут быть уже с проведенным гидроразрвом пласта. Скважины обустраивают, осваивают и пускают в добычу. После периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин:

q_ж < 0,3·q_ж ⁰ при P_з < 0,3·Р_пл ⁰,(1)

где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, м³/сут,

q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м³/сут,

P_з – текущее забойное давление, МПа,

Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление, МПа,

данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂.

Закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление. При достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут. Под давлением закачки понимается давление на забое скважины при закачке рабочего агента. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды.

Далее скважину пускают в добычу. Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1) на той же скважине. Аналогичные операции проводят на всех скважинах участка нефтематеринских отложений.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллектора относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет вывести закачку СО₂в разряд эффективных, с точки зрения экономики, технологий.

Остановка скважины при дебите жидкости более чем 30% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента, согласно расчетам, нецелесообразна, т.к. для большинства нефтематеринских отложений при q_ж > 0,3·q_ж ⁰ обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при P_з < 0,3·Р_пл ⁰ определено, согласно исследованиям, как наиболее оптимальное, т.к. при P_з > 0,3·Р_пл ⁰ не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора.

Использование углекислого газа для поддержания пластового давления в нефтематеринских отложениях наиболее оправдано, т.к. данный газ легче всего проникает по гидрофобным трещинам в глубь пласта (в отличие от воды), а также легко растворяется в нефти. Следует отметить, что для углекислого газа общеизвестна критическая точка - 31 °С и 7,1 МПа, т.е. такое значение температуры и давления соответственно, при котором углекислый газ переходит в жидкую фазу. Предлагаемый способ как раз направлен на то, чтобы на начальном этапе закачки СО₂ был в газообразном состоянии, проникая глубже в пласт. Далее, с постепенным увеличением пластового давления, закачиваемый СО₂ будет переходить в жидкую фазу, повышая давление закачки. Однако следует учитывать негативное влияние СО₂ на металлическое оборудование. Во избежание коррозии следует закачивать СО₂через насосно-компрессорные трубы, устойчивые к коррозии.

Постепенное увеличение расхода СО₂ от 0 до максимальной при давлении закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн, согласно исследованиям, позволяет избежать газоразрыва пласта на начальном этапе закачки и при необходимости его инициировать на заключительном этапе данного цикла закачки. Необходимость в газоразрыве, а при жидком состоянии СО₂– и в гидроразрыве, определяется для каждого участка коллектора индивидуально, т.к. нефтематеринские отложения значительно неоднородны и нет возможности обобщить данную необходимость для всех коллекторов. Следует отметить, что для горизонтальных скважин применяют многостадийный газо- или гидроразрыв пласта, т.е. с разделением ствола на секции. Значение максимального давления закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн определено, согласно моделированию, как наиболее оптимальное. Закачка рабочего агента до этого значения давления позволяет практически полностью восстановить пластовое давление, как минимум в зоне отбора.

Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 10 сут, согласно расчетам, не эффективна, т.к. давление для большинства нефтематеринских коллекторов не успевает перераспределиться, а более 100 сут – уже не приводит к изменению давления.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринских отложений.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. Доманиковые отложения речинского горизонта сланцевой нефти (признанные как нефтематеринские отложения) Бавлинского месторождения, средняя абсолютная проницаемость которого варьируется в пределах 0,001-5 мД и составляет в среднем 2 мД, размеры залежи 1500х2500 м, средняя толщина 30 м, разбуривают 30 вертикальными и наклонно-направленными добывающими скважинами. Начальное пластовое давление составляет Р_пл ⁰= 15 МПа. Скважины обустраивают, в качестве насосно-компрессорных труб используют стеклопластиковые трубы (фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб»). После освоения скважины пускают в добычу.

Через 1,5 года эксплуатации в одной из скважин с начальным дебитом жидкости q_ж ⁰ = 25 т/сут, дебит жидкости снизился до q_ж = 0,3·q_ж ⁰ = 0,3·25 = 7,5 т/сут при P_з = 0,3·Р_пл ⁰= 0,3·15 = 4,5 МПа. Данную скважину переводят под закачку углекислого газа. Закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max = 650 м³/сут, где максимальный расход СО₂ был зафиксирован при давлении закачки P_зак= 1,0·P_горн = 35 МПа. Закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10 сут. Затем скважину пускают в добычу.

Циклы закачки и отбора повторяют при выполнении условия (1). Аналогичные операции проводят на всех скважинах доманиковых отложений Бавлинского месторождения.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Бурят горизонтальные скважины, горизонтальные стволы разделяют пакерами. Значение максимального давления закачки P_зак= 0,8·P_горн = 0,8·35 = 28 МПа. Скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 100 сут.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Бурят многозабойные горизонтальные скважины, каждый ствол отделяют пакерами.

Пример 4. Выполняют, как пример 1. Для разработки доманиковых отложений используют существующие вертикальные скважины, отобравшие запасы из нижележащего кыновско-пашийского горизонта.

Пример 5. Выполняют, как пример 1. Из существующих вертикальных скважин, отобравших запасы из нижележащего кыновско-пашийского горизонта, забуривают боковые горизонтальные стволы.

Пример 6. Выполняют, как пример 1. Используют уже пробуренные горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта.

В результате разработки участка нефтематеринских отложений, которое ограничили снижением дебитов нефти по каждой скважине менее экономически рентабельного значения 0,5 т/сут при невозможности его дальнейшего увеличения закачкой СО₂, было добыто 1849,7 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,289 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 966,4 тыс.т нефти, КИН составил 0,151 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,138 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения нефтематеринских сланцевых отложений за счет поддержания пластового давления.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи нефтематеринских отложений.

Claims

Способ разработки нефтематеринских отложений, включающий бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин, закачку рабочего агента в скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что выбирают месторождение, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД, скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые, все скважины выполняют добывающими, после периода эксплуатации и достижения условия на одной из скважин q_ж < 0,3·q_ж ⁰ при P_з < 0,3·Р_пл ⁰, где q_ж – текущий дебит жидкости скважины, q_ж ⁰ – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з – текущее забойное давление, Р_пл ⁰ – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента, в качестве которого используют углекислый газ – СО₂, закачку СО₂ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак ^max, где q_зак ^max – максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак= (0,8-1,0)·P_горн, где P_горн – вертикальное горное давление, при достижении q_зак ^max закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют, аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения.