Способ разработки нефтяного пласта (варианты)
OIL RESERVOIR DEVELOPMENT METHOD (OPTIONS)

2
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений с применением заводнения, для повышения нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой диоксида углерода (СО) и воды.
2
2
2
2
2
Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 2630318, МПК Е21В 43/18, опубл. 07.09.2017 в бюл. № 25), включающий чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт. Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку диоксида углерода (СО) в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.
Недостатками данного способа являются:
2
2
- низкая эффективность способа, связанная с необходимостью обеспечения фильтрации газа СО от нагнетательной к добывающей скважине, при этом фильтрация закачиваемого агента (газа СО и воды) резко неравномерная из-за отсутствия выравнивающих профиль закачки реагентов;
2
- долгосрочность реализации способа, связанная с длительной отсрочкой времени на отклик обрабатываемого пласта на закачку СО в нагнетательные скважины при низкой проницаемости пласта, отклик наступает от 2-3 лет при расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами 300 м;
2
- высокое коррозионное воздействие на оборудование, вызванное тем, что в начале закачки СО в газовом агрегатном состоянии, которое при увеличении давления в процессе проникновения в пласт постепенно переходит в жидкую фазу, а это искусственное создание агрессивных коррозионных условий, т.к. газ содержит в себе влагу.
Наиболее близким является способ разработки нефтяного пласта (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999), включающий чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержание диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин по формуле:
п
C = R/[R + G ⋅ (1 - C) ⋅ (1 - fв)],
R = Rн ⋅ (1 - fв) + Rвfв,
п
где C - предельная концентрация диоксида углерода в попутном газе, мас. %;
R - суммарная растворимость диоксидом углерода, доля единицы;
G - газовый фактор в нефти, полностью насыщенной диоксидом углерода, мас. %;
С - концентрация диоксида углерода в газе, выделившемся из нефти после полного насыщения ее диоксидом углерода, мас. %;
fв - обводненность добываемой продукции, доля единицы;
Rн, Rв - растворимость диоксида углерода в нефти и воде, мас. %.
По достижении концентрации двуокиси углерода предельного значения переходят на закачку воды.
Недостатками данного способа являются:
- низкая надежность способа вследствие определения содержания предельной концентрации диоксида углерода в попутном газе уже после его получения в продукции скважины и необходимостью последующего отключения скважины, а также отсутствием мероприятий по выравниванию фронта вытеснения нефти из пласта;
п
- низкая эффективность способа, связанная с отключением добывающих скважин при достижении в них предельной концентрации диоксида углерода в попутном газе (C), приведет к снижению коэффициента нефтеизвлечения на участке воздействия. Отключенные добывающие скважины длительное время невозможно запустить в работу, даже после переключения нагнетательной скважины под закачку воды, в связи с продвижением ранее закачанного в пласт фронта диоксида углерода, и отсутствия снижения содержания диоксида углерода до момента достижения фронта воды добывающих скважин.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и надежности способа за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта вследствие внедрения дополнительного контроля за воздействием диоксида углерода и непрерывной работы добывающих скважин в процессе реализации способа.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержание диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин.
пл
насСО2
пл
насСО2
п
п
п
п
2
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р,выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме, от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 1 до 0,7500 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины, при содержания диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
пл
насСО2
пл
насСО2
п
п
п
п
2
3
По второму варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 5-8 м на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержания диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
пл
насСО2
пл
насСО2
п
п
п
п
2
3
По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р,выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 8-15 м на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержании диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
Сущность способа заключается в следующем.
пл
насСО2
2
Соблюдение условия Р > 1,3*Р и проницаемости пласта от 0,1 до 2,5 мкм при осуществлении способа позволяет закачивать диоксид углерода в жидком виде в пласт, сохранять агрегатное состояние диоксида углерода (жидкая фаза), и, как следствие, снижает вероятность создания агрессивных коррозионных условий и преждевременного прорыва диоксида углерода по высокопроницаемым участкам пласта, что способствует получению наибольшего технологического и экономического эффектов, выражающихся в увеличении накопленной добычи нефти и коэффициенте нефтеизвлечения.
п
Соблюдение условия отключения закачки диоксида углерода при содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине для переключения циклов закачки диоксида углерода на воду предупреждает от высокого содержания диоксида углерода в добываемой продукции всех остальных скважин и как следствие сохранение всех добывающих скважин в работе.
п
п
п
Проведение мероприятий по выравниванию фронта вытеснения закачкой блокирующей композиции при выполнении условий: содержании диоксида углерода 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*С или от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах предотвращает преждевременный прорыв газа в реагирующие добывающие скважины участка и приводит к равномерному продвижению газа диоксида углерода по пласту во все реагирующие добывающие скважины, что увеличивает охват пласта воздействием и вызывает равномерное вытеснение нефти.
п
3
Закачка блокирующей композиции при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*С в объеме 5-8 м на 1 м толщины пласта предотвращает преждевременный прорыв газа диоксида углерода в реагирующие добывающие скважины участка.
3
п
Увеличение объема закачиваемой блокирующей композиции в объёме 8-15 м при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах связано с большей неравномерностью воздействия на пласт из-за его неоднородности и необходимостью её выравнивания в большей степени.
Способ реализуется в следующей последовательности.
По первому варианту.
пл
насСО2
Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.
2
пл
насСО2
Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.
Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.
Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости и толщины пласта, площади воздействия.
Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.
Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).
п
п
При содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 1 до 0,7500 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, переключают нагнетательную скважину на закачку воды.
Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину.
п
При содержании диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода.
Количество циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
По второму варианту.
пл
насСО2
Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.
2
2
пл
насСО2
Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 мкм до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.
Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.
Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, который зависит от пористости и толщины пласта, площади воздействия, определенной по результатам трассерных исследований.
Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.
Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).
п
п
При содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.
3
Перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 5-8 м на 1 м толщины пласта.
Используют любые известные блокирующие системы с высоким градиентом сдвига, к примеру, гидрофобные эмульсионные системы, высокопрочные гелевые системы на полимерной основе. Применение любой из известных блокирующих систем приводит к одному и тому же техническому результату. Например, в качестве блокирующей системы используют инвертную эмульсию (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20) или высокопрочную гелевую систему на полимерной основе (RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59, или RU № 2424426 МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90, опубл. 20.07.11 в бюл. № 20, или RU № 2431741, МПК E 21 B 43/22, опубл. 20.10.11 в бюл. № 29, или RU № 2541973, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/584, опубл. 20.02.15 в бюл. № 5).
Далее переключают нагнетательную скважину под закачку воды.
Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину.
п
При содержании диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода.
Количество циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
По третьему варианту.
пл
насСО2
Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Р, давление насыщения нефти углекислым газом – Р, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.
2
пл
насСО2
Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм, текущим пластовым давлением Р > 1,3*Р. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.
Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.
Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, который зависит от пористости и толщины пласта, площади воздействия, определенной по результатам трассерных исследований. Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.
Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – С на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).
п
п
При содержании диоксида углерода равном 0,9*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*С в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.
3
Перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 8-15 м на 1 м толщины пласта.
Используют любые известные блокирующие системы с высоким градиентом сдвига, к примеру, гидрофобные эмульсионные системы, высокопрочные гелевые системы на полимерной основе. Применение любой из известных блокирующих систем приводит к одному и тому же техническому результату. Например, в качестве блокирующей системы используют инвертную эмульсию (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), или высокопрочную гелевую систему на полимерной основе (RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59, или RU № 2424426 МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90, опубл. 20.07.11 в бюл. № 20, или RU № 2431741, МПК E 21 B 43/22, опубл. 20.10.11 в бюл. № 29, или RU № 2541973, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/584, опубл. 20.02.15 в бюл. № 5).
Далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды.
Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины.
п
При содержании диоксида углерода меньше 0,5*С в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательные скважины переключают под закачку диоксида углерода.
Количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1 (по первому варианту).
2
пл
насСО2
нас
Выполнили геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 0,8 мкм, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 5 м, с пластовым давлением Р=9,6 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом Р=7,0 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Р= 2,5 МПа.
Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.
2
Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м.
Дебит нефти по скважинам участка составил: на скважине 1 – 1,2 т/сут, на скважине 2 – 1,05 т/сут, на скважине 3 – 4,5 т/сут, на скважине 4 – 5,0 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,96 долей единиц, на скважине 2 – 0,93 долей единиц, на скважине 3 – 0,82 долей единиц, на скважине 4 – 0,80 долей единиц.
3
Рассчитали поровый объем выбранного участка пласта равный 77,7 тыс. м.
3
Произвели закачку диоксида углерода в объеме 7,8 тыс. м.
Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
п
п
п
Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 – С= 0,990 доли единицы (99,0 мас. %), на скважине 2 – С= 0,984 доли единицы (98,4 мас. %), на скважине 3 – С= 0,971 доли единицы (97,1 мас. %), на скважине 4 – С= 0,970 доли единицы (97,0 мас. %), при этом газовый фактор в нефти полностью насыщенной диоксидом углерода G=0,243 доли единицы (24,3 мас. %), концентрация диоксида углерода в газе, выделившемся из нефти после полного насыщения ее диоксидом углерода, С=0,936 доли единицы (93,6 мас. %), растворимость диоксида углерода в нефти Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и растворимость диоксида углерода в воде Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).
п
Определили на одной (на первой) реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,891 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*С).
Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину и переключили ее под закачку воды.
п
При контроле содержания диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины определили содержание диоксида углерода равное 0,445 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*С), нагнетательную скважину переключили под закачку диоксида углерода.
Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углеродаи воды, который составил: на скважине 1 – 4,5 т/сут, на скважине 2 – 2,7 т/сут, на скважине 3 – 6,0 т/сут, на скважине 4 – 7,0 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,85 долей единиц, на скважине 2 – 0,82 долей единиц, на скважине 3 – 0,76 долей единиц, на скважине 4 – 0,72 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 8,45 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 9 %.
Проводили 5 циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за пять циклов обработки составила 15,4 тыс. т, по завершении пятого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих скважинах и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.
Пример 2 (по второму варианту).
2
пл
насСО2
нас
Выполнили геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 2,1 мкм, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 6 м, с пластовым давлением Р=11,3 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом Р=7,03 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Р=2,5 МПа.
Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.
2
Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м.
Дебит нефти по скважинам участка составил: на скважине 1 – 11,75 т/сут, на скважине 2 – 4,95 т/сут, на скважине 3 – 1,35 т/сут, на скважине 4 – 5,75 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,53 долей единиц, на скважине 2 – 0,85 долей единиц, на скважине 3 – 0,95 долей единиц, на скважине 4 – 0,75 долей единиц.
3
Рассчитали объем пор выбранного участка пласта равный 93,3 тыс. м.
3
Произвели закачку диоксида углерода в объеме 18,7 тыс. м, которая составляет 0,2 доли от порового объема выбранного участка пласта.
Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
п
п
п
Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 – С= 0,958 доли единицы (95,8 мас. %), на скважине 2 – С= 0,974 доли единицы (97,4 мас. %), на скважине 3 – С= 0,988 доли единицы (98,8 мас. %), на скважине 4 – С= 0,966 доли единицы (96,6 мас. %), при этом G=0,250 доли единицы (25,0 мас. %), С=0,937 доли единицы (96,8 мас. %), Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).
п
Определили на одной реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,862 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*С).
Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.
3
Закачали блокирующую композицию (использовали готовую товарную форму эмульгатора, приготовленного по способу RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 42 м.
Далее осуществляли закачку воды в нагнетательную скважину.
п
При контроле содержания диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины определили содержание диоксида углерода равное 0,431 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*С), нагнетательную скважину переключили под закачку диоксида углерода.
Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углеродаи воды, который составил: по скважине 1 – 16,25 т/сут, по скважине 2 – 9,57 т/сут, по скважине 3 – 5,4 т/сут, по скважине 4 – 8,74 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,35 долей единиц, по скважине 2 - 0,71 долей единиц, по скважине 3 – 0,80 долей единиц, по скважине 4 - 0,62 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 16,16 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 16,2 %.
Проводили 7 циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за 7 циклов обработки составила 41,3 тыс. т, по завершении седьмого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих скважин и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.
Пример 3 (по третьему варианту).
2
пл
насСО2
нас
Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 2,4 мкм, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 5,8 м, с пластовым давлением Р=10,8 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом Р=6,9 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Р=2,5 МПа.
Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.
2
Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м.
Дебит нефти по скважинам участка составил: по скважине 1 – 11,84 т/сут, по скважине 2 – 2,3 т/сут, по скважине 3 – 6,76 т/сут, по скважине 4 – 5,6 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,63 долей единиц, по скважине 2 – 0,90 долей единиц, по скважине 3 – 0,74 долей единиц, по скважине 4 – 0,80 долей единиц.
3
Рассчитали поровый объем выбранного участка пласта равный 90,1 тыс. м.
3
Произвели закачку диоксида углерода в объеме 44,2 тыс. м, которая составляет 0,49 доли от порового объема выбранного участка пласта.
Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.
п
п
п
п
Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 - С= 0,961 доли единицы (96,1 мас. %), на скважине 2 - С= 0,980 доли единицы (98,0 мас. %), на скважине 3 - С= 0,966 доли единицы (96,4 мас. %), на скважине 4 - С= 0,970 доли единицы (97,0 мас. %), при этом G=0,246 доли единицы (24,6 мас. %), С=0,937 доли единицы (93,7 мас. %), Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).
п
Определили на одной (первой) реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,865 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*С).
Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.
3
Закачали блокирующую композицию (использовали высокопрочную гелевую систему на полимерной основе RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59), устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 81,2 м.
Далее осуществляли закачку воды в нагнетательную скважину.
Контролировали содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины.
п
Определили содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в количестве 0,432 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*С), нагнетательные скважины переключили под закачку диоксида углерода.
Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углеродаи воды, который составил: по скважине 1 – 18,88 т/сут, по скважине 2 – 6,67 т/сут, по скважине 3 – 15,60 т/сут, по скважине 4 – 11,48 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,41 долей единиц, по скважине 2 – 0,71 долей единиц, по скважине 3 – 0,40 долей единиц, по скважине 4 – 0,59 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 26,13 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 27 %.
Проводили 8 циклов закачки диоксида углеродаи воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за 8 циклов обработки составила 76,3 тыс. т, по завершении восьмого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта решает техническую задачу повышения эффективности и надежности за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта вследствие внедрения дополнительного контроля за воздействием диоксида углерода и непрерывной работы добывающих скважин в процессе реализации способа.