RU2773587C1

RU2773587C1 - Способ разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2773587C1
Application number: RU2021137414A
Authority: RU
Inventors: Азат Абузарович Лутфуллин; Руслан Фаргатович Хусаинов; Ахмадали Джалилович Курбанов; Руслан Шамилевич Абсалямов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date: 2021-12-17
Publication date: 2022-06-06

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей. Способ разработки нефтяной залежи включает заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки месторождения обводнившихся добывающих скважин. Выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении не менее 3 месяцев в добывающих скважинах. На этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину. По ранее проведённым лабораторным исследованиям керне проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%. Проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м³ на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки равным 100-150 атм. После реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее чем на 10% от значений до закачки. Обеспечивается повышение эффективности разработки нефтяной залежи и увеличение нефтеотдачи пласта.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей.

Известен способ разработки нефтяных залежей (патент RU № 2099512, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.12.1997 г., бюл. № 35), включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах. В процессе разработки месторождения определяют добывающие скважины, обводнившиеся до установленных предельных значений, выбирают из их числа те, которые расположены в прогибах пласта, и через эти скважины устанавливают в пласте водонепроницаемые экраны.

Недостатком данного способа является то, что во многих случаях направления основных фильтрационных потоков, по которым вода, вытесняющая нефть, движется от нагнетательных к добывающим скважинам, не совпадают с прогибами пласта. Поэтому закачка изолирующих составов в скважины, выбранные этим способом, во многих случаях неэффективна и приводит к значительным непроизводительным затратам. Кроме того, данный способ не позволяет определить объемы и структурно-механические свойства изолирующих составов, удовлетворяющие условиям максимального насыщения ими высокопроницаемых каналов фильтрации в зонах движения основных фильтрационных потоков.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных залежей (патент RU № 2383722, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.03.2010 г., бюл. № 7), включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах. В процессе разработки месторождения определяют добывающие скважины, обводнившиеся до установленных предельных значений. Устанавливают через выбранные из их числа водонепроницаемые экраны. Предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие. Для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам. При этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при достижении предельной обводненности добывающих скважин возникнут обширные промытые зоны не только вокруг добывающих скважин, но и в отдалении от них, в межскважинном интервале эффективно закрыть данные зоны водонепроницаемым экраном не получится. Разработка нефтяной залежи будет не эффективна.

Техническими задачами являются повышение эффективности разработки нефтяной залежи и увеличение нефтеотдачи пласта.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки месторождения обводнившихся добывающих скважин.

Новым является то, что выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении не менее 3 месяцев в добывающих скважинах, затем на этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину, по ранее проведённым лабораторным исследованиям керна проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%, проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м³ на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки, равном 100-150 атм, после реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее, чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее, чем на 10% от значений до закачки.

Способ осуществляют следующим образом.

На начальной стадии разработки продуктивный нефтенасыщенный пласт вскрывают системой нагнетательных и добывающих скважин. Путем закачки воды в нагнетательные скважины нефть вытесняют к добывающим скважинам.

Выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении не менее 3 месяцев в добывающих скважинах. На этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину. По ранее проведённым лабораторным исследованиям керна проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%. Проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м³ на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки, равном 100-150 атм. В качестве кольматирующего состава используют, например, осадкообразующие составы, сшитые полимерные системы, водонефтяные эмульсии, полимерные растворы с регулируемым временем гелеобразования и т.п. После реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее, чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее, чем на 10% от значений до закачки.

Пример конкретного исполнения.

Разрабатывали участок с нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами, расположенный в пределах Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, эксплуатационный объект которой представлен терригенными коллекторами с следующими характеристиками: пористость - 22,3%, проницаемость - 227 мД, нефтенасыщенность - 81,6%, абсолютная отметка ВНК - 966 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление – 122 атм, пластовая температура - 30°C, параметры пластовой нефти: плотность - 0,863 г/см³, вязкость в пластовых условиях - 22,24 мПа⋅с, давление насыщения - 40,5 атм, газовый фактор - 16,4 м³/т.

Провели анализ показателей работы добывающих скважин данного участка, обводненность продукции составила 86%, а величина забойного давления на добывающей скважине снизилась на 25% от средней величины за 3 месяца, предшествующих дате анализа.

По лабораторным исследованиям ранее отобранного керна провели расчет объема, закачиваемого кольматирующего состава (на основе 0,8% (по массе) ПАА, 0,06% (по массе) ацетата хрома и оксида цинка на воде с плотностью 1120 кг/м³) для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%. Объем закачиваемого состава составил 270 м³.

Провели закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 270 м³ при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки, равном 100-150 атм.

После реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при расходе воды 120 м³и величине забойного давления 96 атм.

Подтверждением эффективности выполненных работ стало снижение обводненности добывающих скважин на величину 2%. Дополнительная добыча нефти составила 1860 т на данный участок.

Способ разработки нефтяной залежи повышает эффективность разработки нефтяной залежи и увеличивает нефтеотдачу пласта.

Claims

Способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, определение в процессе разработки месторождения обводнившихся добывающих скважин, отличающийся тем, что выбирают участок с ростом обводненности добываемой жидкости и снижением забойного давления на протяжении 3 месяцев в добывающих скважинах, затем на этом участке определяют влияющую нагнетательную скважину, по ранее проведенным лабораторным исследованиям керна проводят расчет объема закачиваемого кольматирующего состава для перекрытия более зоны участка с повышенной обводненностью в добывающих скважинах на 30%, проводят закачку в нагнетательную скважину кольматирующего состава в объеме 70-100 м³ на погонный метр перфорированного пласта при режиме закачки 8-10 м³/час и давлении закачки, равном 100-150 атм, после реагирования нагнетательную скважину запускают в работу при снижении расхода рабочего агента на величину не менее чем на 10% и увеличении забойного давления на величину не менее чем на 10% от значений до закачки.