RU2757616C1 - Способ разработки нефтяных месторождений - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к способам добычи различных типов нефтей (от особо легкой до битуминозной) на месторождениях, находящихся на любой стадии разработки с использованием всех видов теплоносителей и химреагентов. Способ включает вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти. В каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового в количестве, обеспечивающем общий объем энергоносителя. Повышается добыча нефти за счет равномерного радиального распределения энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта. 3 ил.

Description

Изобретение относится к способам добычи различных типов нефтей (от особо легкой до битуминозной) на месторождениях, находящихся на любой стадии разработки, с использованием всех видов теплоносителей (жидкие, газообразные, газожидкостные) и химреагентов (кислот, растворителей, ПАВ) и может быть использовано в нефтегазодобывающих отраслях промышленности.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2047753, опубл. 10.11.1955 г., Е21В 43/24), включающий закачку через нагнетательные скважины теплоносителя, циклическую подачу в них не нагретой воды и отбор нефти через добывающие скважины, при этом в качестве не нагретой воды закачивают воду, близкую по составу к пластовой, закачку ее осуществляют в законтурную область залежи, а объемы закачки уменьшают или увеличивают в каждом цикле ступенчато, при достижении 70-80% обводненности добываемой продукции объемы закачиваемой не нагретой поды уменьшают до нуля. Закачку теплоносителя через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме.

Однако этот способ имеет ряд недостатков, состоящих в том, что наличие нагнетательных скважин приводит к уменьшению добывающего фонда скважин, понижает энергетический потенциал теплоносителя при его движении к добывающей скважине и его неконтролируемым прорывам при непрерывной циклической закачке рабочих агентов (теплоноситель, вода) и снижает добычу нефти на разрабатываемом участке месторождения.

Известен способ термоциклического воздействия на пласт (патент №1739698, опубл. 10.10.1955 г., Е21В 43/24), включающий режим непрерывной закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, при этом после достижения увеличения размеров зоны прогрева на 3-15% от объема пласта, заключенного в пределах элемента разработки, закачку прекращают на период 3-60 суток, а после прогрева не менее 20% объема пласта на последующих циклах обработки с целью снижения энергозатрат вместо теплоносителя закачивают не нагретую воду, при этом перед прекращением закачки как теплоносителя, так и не нагретой воды в течение 3-30 суток оставшиеся объемы вводят при максимально технически возможных величинах.

Однако этот способ имеет ряд недостатков, состоящих в том, что вскрытие пласта сеткой нагнетательных и добывающих скважин снижает фонд добывающих скважин, а последовательный ввод теплоносителя и не нагретой воды в режиме непрерывной закачки способствует их линейному прорыву, уменьшающему охват пласта и тепловую энергию теплоносителя, что в конечном итоге снижает добычу нефти.

Более близким к заявляемому способу по технологической сущности и достигаемому результату является способ (патент РФ №2134776, опубл. 20.08.1999 г., Е21В 43/24) энергоциклической обработки скважин в неоднородном по проницаемости пласте, включающий вскрытие пласта, по крайней мере, одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, при этом закачку энергоносителя в первом цикле ведут при давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва пласта, а в последующих циклах давление закачки энергоносителя последовательно повышают до максимальной величины давления гидроразрыва пласта.

Недостатком этого способа является низкая добыча нефти по причине того, что принятые технологии закачки полного объема энергоносителя в первом цикле при давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва, а в последующих повышающимся до максимальной величины давления гидроразрыва пласта, неизбежно приводят к локальным линейным прорывам энергоносителя в зоны, ненасыщенные нефтью, в связи с этим не обеспечивается радиальное поступление его в нефтенасыщенную зону пласта, снижается площадь охвата пласта энергоносителем и объемы добытой нефти.

Задачей, решаемой изобретением, является усовершенствование способа разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - повышение добычи нефти за счет равномерного радиального распределения энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта.

Технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяных месторождений включает вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, при этом в каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового, в количестве, обеспечивающем общий объем энергоносителя.

В результате такого воздействия (фиг. 1) предложенный способ исключает линейные прорывы энергоносителя по каналам трещин гидроразрыва, которые соединяют нефтенасыщенные и не нефтенасыщенные зоны пласта (фиг. 2), тем самым обеспечивает радиальное поступление полного объема энергоносителя только в нефтенасыщенную зону (фиг. 3), повышает площадь его охвата и увеличивает добычу нефти.

На фиг. 1 представлена схема процесса.

На фиг. 2 показан линейный прорыв энергоносителя в не нефтенасыщенную зону пласта.

На фиг. 3 показано радиальное перераспределение энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефтенасыщенный пласт вскрывают по крайней мере одной скважиной, либо используют имеющуюся из пробуренного фонда, но не обеспечивающую требуемого уровня добычи, определяют начальное пластовое давление и минимальную величину давления гидроразрыва пласта.

Закачку первой части энергоносителя из общего объема начинают при текущем забойном давлении и завершают ее при достижении минимального давления гидроразрыва пласта, а затем с целью равномерного перераспределения энергоносителя в радиальном направлении скважину останавливают на время снижения давления до начального пластового. Затем возобновляют закачку следующих порций энергоносителя в указанной последовательности, завершая при достижении его расчетной величины и переводом скважины на добычу нефти до прекращения технологической эффективности закачанного энергоносителя.

В результате реализации данного способа воздействия происходит увеличение площади охвата энергоносителем в радиальном направлении, объемов обработанной нефтенасыщенной зоны пласта и увеличение добычи нефти.

Технологическая эффективность предложенного способа была подтверждена в промысловых условиях Краснодарского края на месторождении Зыбза-Глубокий Яр. Сравнительные испытания проводились на двух скважинах №1001 и 1004, которые были пробурены на продуктивные отложения понтического горизонта Южно-Зыбзенского участка с одинаковыми геолого-физическими характеристиками пласта и физическо-химическими свойствами пластовых флюидов, находились до испытаний на одинаковой стадии разработки, имели практически равные эксплуатационные показатели (обводненность, газосодержание добывающей продукции, годовая добыча нефти, воды, газа), а после испытаний равное время отработки. В качестве энергоносителя применили парогаз с одинаковыми показателями рабочих параметров (объем, температура и т.д.).

По способу прототипа в скважину №1004 при текущем дебите по нефти 0,31 т/сут закачку парогаза проводили непрерывно по условиям первого цикла при минимальном давлении гидроразрыва пласта 2,5 МПа, общим объемом 188,5 т из расчета 30 т парогаза на 1 м эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, с темпом ввода 1,8 т/ч. Затем скважину закрывали на 7 суток с последующим запуском в эксплуатацию. Время эксплуатации продолжалось 37 месяцев до достижения начального дебита нефти, а добыча нефти составила 547 т.

Согласно заявленному изобретению в скважину №1001 при текущем дебите по нефти 0,29 т/сут закачку всего объема парогаза 180 т проводили частями. Закачку первой части энергоносителя начинали с текущего забойного давления 0,3 МПа и прекращали при достижении давления минимального гидроразрыва пласта 2,5 МПа. Затем скважину останавливали на время падения давления до начального пластового 2,0 МПа, после чего приступали к закачке следующей части энергоносителя. Для достижения общего объема парогаза потребовалось вводить 5 частей с пятью остановками скважины между закачиваемыми частями энергоносителя с общим временем 8,25 суток. Время эксплуатации продолжалось 37 месяцев до достижения начального дебита нефти, а добыча нефти составила 868 т.

Полученные результаты первого цикла испытаний показывают, что заявленный способ позволяет увеличить радиальный охват пласта воздействием энергоносителя и добычу нефти на 37%.

Повторный (второй) сравнительный цикл закачки энергоносителя (парогаза) был осуществлен на том же промысловом объекте.

По способу прототипа в скважину №1004 при текущем дебите по нефти 0,30 т/сут закачку парогаза проводили непрерывно по условиям второго цикла при максимальном давлении гидроразрыва пласта 2,8 МПа, общим объемом 251,1 т. Затем скважину закрывали на 7 суток с последующим запуском в эксплуатацию. За 54 месяца эксплуатации добыча нефти составила 137 т.

Согласно изобретению во втором цикле в скважину №1001 при текущем дебите по нефти 0,30 т/сут закачку всего объема парогаза 250 т проводили частями. Закачку первой части энергоносителя начинали с текущего забойного давления 0,34 МПа и прекращали при достижении давления минимального гидроразрыва пласта 2,5 МПа. Затем закачку прекращали и скважину останавливали на время падения давления до начального пластового 2,0 МПа. Для достижения общего объема парогаза потребовалось вводить 7 частей с семью остановками скважины между закачиваемыми частями энергоносителя с общим временем 13,2 суток. За 54 месяца эксплуатации добыча нефти составила 829,9 т.

Полученные результаты второго цикла испытаний показывают, что при увеличении давления закачки энергоносителя до значения максимального гидроразрыва пласта приводит к снижению добычи нефти на 83,5% по сравнению с заявленным способом.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, проводимые циклически закачки в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, отличающийся тем, что в каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта, с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового, в количестве, обеспечивающем закачку общего объема энергоносителя.

Images