|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых повсеместно или в отдельных интервалах (участках) пласта частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита. Сущность изобретения заключается в том, что способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта включает растворение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом - подкисленной пресной или слабо минерализованной водой путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, остановки скважины на время растворения галита и карбонатно-сульфатных минералов, отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, причём в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем, перед началом следующего цикла воздействия на пласт, в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в предыдущем цикле воздействия на пласт. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи пласта и объемов извлекаемых запасов нефти. 
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых повсеместно или в отдельных интервалах (участках) пласта частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита. Сущность изобретения заключается в том, что способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта включает растворение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом - подкисленной пресной или слабо минерализованной водой путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, остановки скважины на время растворения галита и карбонатно-сульфатных минералов, отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, причём в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем, перед началом следующего цикла воздействия на пласт, в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в предыдущем цикле воздействия на пласт. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи пласта и объемов извлекаемых запасов нефти.
Евразийское (21) 201600006 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки 2017.05.31
(22) Дата подачи заявки
2015.11.23
(51) Int. Cl.
E21B 43/16 (2006.01) E21B 43/22 (2006.01) E21B 28/00 (2006.01)
E21B 43/11 (2006.01)
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАСОЛЕННОГО НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(96) 2015/EA/0142 (BY) 2015.11.23
(71) Заявитель: РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БЕЛОРУСНЕФТЬ" (BY)
(72) Изобретатель:
Демяненко Николай Александрович, Галай Михаил Иванович, Повжик Пётр Петрович, Жогло Василий Гаврилович, Будник Николай Иванович (BY)
(74) Представитель:
Громыко С.В. (BY)
(57) Изобретение относится к разработке углево-дородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых повсеместно или в отдельных интервалах (участках) пласта частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами гали-та, кальцита, ангидрита. Сущность изобретения заключается в том, что способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта включает растворение катагенетического галита и карбонат-но-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом - подкисленной пресной или слабо минерализованной водой путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, остановки скважины на время растворения галита и карбонатно-сульфатных минералов, отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1-1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, причём в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем, перед началом следующего цикла воздействия на пласт, в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в предыдущем цикле воздействия на пласт. Технический результат заключается в увеличении нефтеотдачи пласта и объемов извлекаемых запасов нефти.
2 I
ф Кгг=5,8%(\ь=4м
'4' К, = 8.7%h.. = 6M J |55%
5 К. =6.2%п. = 4м | ¦
6 К = 6.6%И.; = 5м 1 НО %
МПКЕ21В43/12
Способ разработки засоленного низкопроницаемого
нефтяного пласта
Изобретение относится к разработке углеводородсодержащих залежей, сложенных низкопроницаемыми породами-коллекторами, поры, трещины и каверны которых повсеместно или в отдельных интервалах (участках) пласта частично выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита, ангидрита.
Известен способ разработки нефтяной низкопроницаемой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП) [1], который включает вскрытие нефтяной залежи вертикальной скважиной, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта.
Недостатком данного способа является то, что после ГРП в разработку низкопроиицаемого засоленного пласта включаются только его небольшие зоны вокруг созданных трещин. Основной массив пласта практически не работает из-за затрудненной связи с трещинами ГРП, залеченными катагенетическими минералами каналов фильтрации.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта [2], содержащего твердую соль хлорида натрия, путем закачки в нее пресной воды, причем сначала воду закачивают в объеме призабойной зоны, оставляют в состоянии покоя на время растворения соли, затем скважину пускают на самоизлив. При начальной низкой степени заполнения порового пространства солью закачку воды в призабойную зону ведут до содержания хлориде натрия в изливаемой воде не более 1%, а затем производят кислотную обработку пласта. Излившуюся воду утилизируют путем подачи в водовод нагнетательной скважины.
Недостатком данного способа является его целенаправленное воздействие только на призабойную зону нефтяного пласта вне
зависимости от прсницаемости всего пласта. Общеизвестно, что повышение проницаемости низко проницаемого засоленного пласта в призабойной зоне добывающей скважины приводит лишь к кратковременному росту ее продуктивности. Кроме того, в условиях весьма неоднородных по фильтрационно-емкостным свойствам: пластов обработке призабойной зоны подвергаются наиболее пропинаемые разности пород-коллекторов, что в дальнейшем приводит к неравномерной выработке запасов и снижению коэффициента извлечения нефти.
Известен способ повышения проницаемости засоленного галитовым и/или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита низкопроницаемого нефтяного пласта [3], который включает растворение галита и карбонатно-сульфатных минералов рабочим агентом -подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем циклического воздействия на пласт, каждый из которых включает закачку рабочего агента в режиме низко частотных пульсаций с частотой до 10 Гц в засоленный нефтяной пласт через скважину, закрытие скважины на время растворения галита, отбор жидкости из пласта через эту же скважину. Закачку воды в пласт ведут при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважкны в 2 -8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, а отбор жидкости из пласта производят при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости, объемом не менее 1,1 - 1,5 объемов закачанной перед этим: в пласт пресной или огабо минерализованной подкисленной воды. Скорость растворения галита и продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна. Циклы воздействия на залежь повторяют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем
залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти. |
Недостатком данного способа является следующее. В условиях высоко расчлененного, неоднородного по фильтрационно-емкостным свойствам пласта, кс[гда в разрезе имеются пропластки с различной степенью залеченной катагенетическими минералами (галитом, кальцитом и карбонатно-сульф|атными включениями) пористой средой при нагнетании в пласт п|ресной или слабо минерализованной подкисленной воды, вода начнет поступать в пропластки с наименее залеченной пористой средой, имеющей повышенную проницаемость. В то же время пропластки с сильно залеченной пористой средой и наименьшей проницаемостью останутся не охваченными или слабо охваченными воздействием. После | извлечения из пласта жидкости с растворенными катагенетическими : минералами, неоднородность пласта по фильтрационным свойствам его пропластков многократно возрастет. Эта неоднородность буд <|?т увеличиваться от цикла к циклу воздействия пресной или слабо минерализованной водой на пласт. В конечном итоге это приведет к неравномерной выработке запасов, снижению конечного коэффициента извлечения и потере в накопленных объемах добычи нефти. Кроме того, каналы; фильтрации низко проницаемой пористой среды пропластков, в которые проникла пресная или слабо минерализованная вода, имеют ограниченные размеры, как правило, первые десятки мкм [4]. После окончания зак|з.чки воды и прекращения ее фильтрации по каналам, в которые она поп;|ша, резко снижается процесс массообмена между порциями воды, уж'р насыщенными и ненасыщенными растворенными катагенетическими минералами. Соответственно, значительно снижается и скорость растворенья галита и насыщения им пресной воды. Для ускорения этого процесса необходимо в пористой среде создать эффект перемешивания.
Задачей заявляемого изобретения является увеличение степени
охвата пласта возде
йствием пресной водой, улучшение процесса
массообмена в пористой среде и ускорение растворения залечивающих ее
гралов, увеличение нефтеотдачи пласта и объемов ефти.
циклического воздеис которого включает низкочастотных пул!
адача решается за счет того, что в способе разработки засолен(ного низкопроницаемого нефтяного пласта, включающего растверение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем
объемом не менее 1 рабочего агента; по охвата засоленного п.
твия на пласт через скважину, каждый из циклов периоды закачки рабочего агента в режиме саций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2 -8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки; остановки скважины на время растворения галита и карбонатно - сульфатных минералов; отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойно^ давлении до извлечения на поверхность жидкости
оценивают интенеш пород-коллекторов возможную глубину пород-коллекторов воздействия на пла < отсутствует или не разных направления
,1 - 1,5 объемов закачанного перед этим в пласт зторение циклов воздействия на залежь до полного тста воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, согласно изобретению, в начале периода отбора жидкости из пласта
ность поступления жидкости из каждого интервала пласта, по которой определяют минимально воздействия рабочего агента на каждый интервал пласта, затем перед началом следующего цикла ;т в интервалах пород-коллекторов, из которых начительное поступление жидкости, выполняют в ; от скважины сеть радиальных каналов с глубиной
проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в период предыдущего цикла воздействия на пласт.
Минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый из интервалов засоленных пород-коллекторов можно определить из выражения:
(1)
где R; - минимально возможная глубина воздействия рабочего агента на i-й интервал пород-коллекторов, м;
V - объем закачанного в пласт рабочего агента в предыдущем цикле воздействия, м3;
rij - интенсивность (объем) поступления жидкости из данного интервала пласта, в долях единицы от объема суммарного притока;
i - порядковый номер интервала пород-коллекторов в пласте;
hj - эффективная толщина пород-коллекторов в рассматриваемом интервале, м;
Кп.о.; - коэффициент открытой пористости пород - коллекторов в i-том интервале, в долях ед.
Кроме этого, для улучшения процесса массообмена в пористой среде, ускорения процесса растворения залечивающих ее катагенетических минералов и улучшения поступления жидкости из пласта в скважину в период ее отбора в течение всего цикла воздействия на пласт рабочим агентом осуществляем вибро-импульсное воздействие с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта.
Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта поясняется следующими чертежами: на фиг. 1 представлена схема профиля притока жидкости из неоднородного пласта, имеющего шесть интервалов (пропластков) пород-коллекторов в интервале перфорации скважины после первого цикла воздействия на пласт, на фиг. 2
коллекторы, где - породы-неколлектс
ока жидкости после второго цикла воздействия на 1 обозначает интервал перфорации; 2 - породы--порядковый номер интервала пород-коллекторов; 3 ры; 4 - интенсивность притока жидкости из
интервала, %.
На площади неоднородного пласта или неработающую ск керна и геофизичес
Способ осуществляют следующим образом.
заспространения низкопроницаемого засоленного определяют, по меньшей мере, одну низкодебитную важину, вскрывшую этот пласт, который, по данным шх исследований, содержит породы-коллекторы, залеченные катагенетическими минералами. До обработки пласта рабочим агентом в пределах ожидаемой зоны воздействия проводят исследования по определению частоты собственных колебаний пласта или определяют эту частоту расчетным путем по одной из известных методик [5-7]. По результатам выполненных исследований установлено, что частота
повышение раствори сульфатных вклю^ устанавливают низко вибратор. Нагнетани
ий пласта составила 18 Гц. Перед закачкой в пласт ент из пресной или слабо минерализованной воды путем ее подкислений, для чего добавляют в нее соляную или уксусную кислоту до содержания ее в воде в пределах 1 -5%, что обеспечивает
проникающей спосо солей. Закачку рабо^
мости кальцита, ангидрита и других карбонатно-ений. В интервале перфорации скважины частотный электрогидродинамический пульсатор или е пресной или слабо минерализованной воды в пласт производят при максимально возможном постоянном забойном давлении в режиме низкочастотных пульсаций с частотой 18 Гц для повышения ее
эности в пласт и ускорения процесса растворения его агента в пласт ведут до снижения приемистости скважины в 2-8 раз по сравнению с ее начальной приемистостью. Скорость растворения галета, карбонатно-сульфатных включений и
продолжительность этапа закрытия скважины определяют расчетным путем по результатам модельных исследований керна.
После окончания периода закачки в скважину рабочего агента, не извлекая электрогидродинамический пульсатор (вибратор), осуществляют вибро-импульсное воздействие на пласт с частотой 18 Гц, соответствующей собственной частоте колебаний пласта. Виброимпульсное воздействие на пласт с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта, приведет к увеличению амплитуды собственных колебаний пласта, возникновению в пласте резонансных процессов, значительному ускорению массообмена в пористой среде и ускорению процесса растворения галита и карбонатно-сульфатных включений, активизации фильтрационных процессов.
После запуска скважины в эксплуатацию, продолжая виброимпульсное воздействие, на начальной стадии периода отработки скважины (отбора жидкости из пласта), для оценки охвата пласта воздействием выполняют промыслово-геофизические исследования по определению профиля притока с оценкой интенсивности поступления пластового флюида из каждого интервала пласта. Интенсивность поступления пластового флюида из каждого интервала оценивают в процентах или долях единицы от суммарного объема притока из пласта.
Как пример, рассмотрим скважину N.. В интервале перфорации засоленный продуктивный неоднородный пласт представлен но разрезу чередованием пород-коллекторов и неколлекторов. Всего в пределах интервала перфорации пласт имеет 6 интервалов пород-коллекторов (фиг. 1) с пористостью от 5,8% (интервал 2) до 8,7% (интервал; 4) и эффективной толщиной от 4 до 6 м. В интервал продуктивного пласта спустили электрогидродинамический пульсатор. В пласт закачали в режиме виброимпульсного воздействия с частотой 18 Гц при максимально возможном постоянном забойном давлении 45 МПа и давлении на устье скважины 20 МПа в течение 14 суток 1000 м3 подкисленной пресной воды,
содержащей в своем составе 5% соляной кислоты и 1% уксусной кислоты. Начальная приемистость пласта составляла ПО м3/сут, конечная приемистость пласта составляла 20 м3/сут. Продолжая вибро-импульсное воздействие с частотой 18 Гц, остановили скважину на растворение галита
и карбонатно - сульф периода растворения
атных включений на 10 суток. После окончания галита и карбонатно-сульфатных включений, не
извлекая из скважины электродинамический излучатель (пульсатор),
продолжая вибро-имп
ульсное воздействие с частотой 18 Гц, запустили ее в
отработку самоизливом при минимально возможном постоянном забойном
давлении. Выполнили профиля притока. Прс
промыслово-геофизические исследования по оценке мыслово-геофизические исследования показали, что
жидкость поступает из 4-х интервалов пласта (фиг. 1). Причем, интервал 1
:рвал 3-5 %, интервал 4-55 %, интервал: 6 - 10 % ов 2 и 5 жидкость в скважину не поступает. Исходим мы притока из интервалов пласта пропорциональны и эффективным толщинам. Допускаем, что пропорционально значениям этих показателей внедрились в интервалы перфорации и объемы закачанного рабочего агента. Допускаем также, что рабочий агент внедрился в каждый из интервалов равномерно по радиусу вокруг ствола скважины. Тогда объем внедрившегося рабочего агента в каждый из интервалов пород - коллекторов, из которых получен приток после запуска скважины самоизливом, составит:
Vi = Vni, (2) где i - номер интервала пород-коллекторов;
Vj - объем рабочего агента, внедрившегося в i-тый интервал; пород -
коллекторов, м3; |
V - объем рабочего агента, закачанного в пласт, м3;
п; - доля вкл ада i-того интервала в формирование притока, доли единицы.
Объем пород-коллекторов в i-том интервале пласта, в который внедрится рабочий агент при полном заполнении рабочим агентом поровой среды, составит:
пород -коллекторов в При этом вокр}
Vn.K.i^Vi/Kn.o.i-Vn/Kn.o.i, (3) где Кп.о., - среднее значение коэффициента открытой пористости -том интервале, доли единиц..
ут ствола скважины в i-том интервале образуется
окружность с радиусом, как минимум, Rj в виде цилиндра, в которой пористая среда будет заполнена рабочим агентом:
где hj - эффективная ъ Из выражений
Vn.K.i = пШ%, (4), чрлщина i-того интервала пород-коллекторов, м. (2) - (4) находим, что глубина проникновения рабочего агента в i-тый интервал пород - коллекторов составит не менее:
(5)
Vn\
Ri=V(-
nhiKn.o.i'
выполняют расчет гл интервалы пласта в приведены в таблице 1,
Согласно выражению (5), по результатам исследований (фиг. 1) /бины проникновения пресной подкисленной воды в рассматриваемой скважине. Результаты расчета
Как видно из дачных таблицы 1, проникновение рабочего агента в разные интервалы пород-коллекторов весьма неравномерное. Так, если в первый интервал рабочий агент проник на расстояние не менее 16,5 м. то в третий интервал глубина проникновения составила не менее 6,4 м, а в интервалы 2 и 5 рабочий агент вообще не поступал (фиг. 1, табл. 1). Соответственно неравномерно будет идти и выработка запасов нефти из пласта, будет снижен коэффициент нефтеотдачи. В последующие циклы закачки рабочего агента ситуация усугубится еще больше, так как при втором цикле нагнетания рабочему агенту в интервалы 1, 3, 4 и 6 проникнуть будет значительно легче в связи с растворением в первом цикле значительных объемов галита и карбонатно-сульфатных включений и за счет этого увеличения проницаемости коллекторов в этих интервалах. Значительно увеличится неоднородность пласта по фильтрационным свойствам.
Для исключения этого негативного явления, увеличения охвата пласта воздействием, повышения нефтеотдачи и увеличения темпов отбора и конечного объема добычи предлагается по результатам выполненных исследований в интервалах пород коллекторов, из которых приток отсутствует или незначительный, перед следующим этапом закачки пресной или слабо минерализованной подкисленной воды выполнить в различных направлениях по радиусу сеть радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт от ствола скважины не менее, чем минимально возможная глубина Бездействия рабочего агента в предыдущем этапе ее нагнетания в пласт на интервалы пласта с максимальным притоком жидкости в период исследований. Так, в частности, для случая рассматриваемой скважины нашего примера, предлагается в интервалах 2, 3, 5, 6 в различных направлениях, выполнить по 4-^8 радиальных каналов с глубиной проникновения в пласт не менее 3(Н-40 м. Интервалы 3 и 6 выбраны так же для создания радиальных каналов в связи с незначительной глубиной воздействия на них рабочего агента. Она в 2-3
раза меньше, чем на интервалы 1 и 4. Направления и количество радиальных каналов выбирают исходя из геологического строения засоленной залежи в плане и технических особенностей эксплуатационной колонны скважины. Глубину каналов фильтрации выбирают исходя из предположения, что в тех каналах, в какие рабочий агент проник в предыдущем этапе закачки из-за неравномерного оттеснения пластового флюида, он заполнил не более половины порового пространства. Поэтому глубина проникновения рабочего агента может быть, как минимум, в 2 раза больше глубины, рассчитанной из выражения (5) и приведенной в табл. 1.
После отбора и?, пласта 1100 м3 жидкости прекратили отборы и, в соответствии с изобретением, в скважине N в каждом из интервалов 2, 3, 5, 6 выполнили в различных направлениях по 4 радиальных канала длиной по 40 м и провели следующий этап закачки подкисленной пресной воды. При максимально возможном постоянном забойном давлении 45 МПа и давлении на устье 20 МПа в пласт закачали 5000 м3 рабочего агента. Начальная приемистость составляла 150 м3/сут, конечная - 30 м3/сут. После остановки скзажины на растворение галита и карбонатно-сульфатных включений с вибро - импульсным воздействием на пласт с частотой собственных колебаний пласта 18 Гц, ее запустили самоизливом в отработку при минимально возможном постоянном забойном давлении. На начальном этапе периода отработки скважины выполнили исследования по определению профиля притока и интенсивности работы каждого из интервалов пород - коллекторов. Профиль притока представлен на фиг. 2. Как видно из данных фиг. 2, максимальная интенсивность притока из интервала 4, минимальная - из интервала 5. Выполнили расчет минимально возможной глубины проникновения рабочего агента в каждый из интервалов пород - коллекторов (табл. 2).
Из данных расчета видно, что профиль минимально возможной глубины проникновения рабочего агента в пласт по большинству
интервалов пород-коллекторов выровнялся и составляет 22-32 м. Исключением является интервал 5, в пределах которого минимально возможная глубина проникновения рабочего агента в пласт составила 8 м. Для выравнивания ситуации с интервалом 5 предложено, после отбора из пласта 6500 м3 жидкости, перед очередным этапом нагнетания подкисленной пресной или слабо минерализованной воды в пласт, в интервале 5 выполнить в разных направлениях 6 радиальных каналов длиной по 60 м.
Повторение циклов воздействия на залежь осуществляют до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти.
Источники информации:
1. RU 2526937, МПКЕ 21В 43/26, Е 21В 43/14, опубл. 27.08.2014.
2. RU 2139987, МПК Е 21В 43/00, Е 21В 43/22, опубл. 20. 10.1999.
3. RU 2538549; МПК Е 21В 43/00, Е 21В 43/22, опубл. 10.01.2015.
4. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А.
Петрофизика, - М.: Недра, 1991, с. 106-107.
5. Воробьев А.Н., Павленко М. В. Определение собственных частот колебаний пласта (математическая модель). www.CyberLeriinka.ru.
6. Лопухов Г.П. Методика выделения собственных частот колебаний нефтяного пласта и частотных диапазонов эффективного вибросейсмического воздействия, Ошибка! Недопустимый объект гиперссылки..
7. RU 2196225, МПК E 21В 43/25, E 21В 28/00, G 01V 1/02, опубл. 10.01.2003.
5.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ разработки засоленного низкопроницаемого нефтяного пласта, включающий растворение катагенетического галита и карбонатно-сульфатных минералов пород-коллекторов рабочим агентом подкисленной пресной или слабо минерализованной водой, путем циклического воздействия на пласт через скважину, каждый из циклов которого включает периоды закачки рабочего агента в режиме низкочастотных пульсаций при максимально возможном постоянном забойном давлении до снижения приемистости скважины в 2 -8 раз по сравнению с ее величиной в начале закачки, остановки скважины на время растворения галита и карбонатно - сульфатных минералов, отбора жидкости из пласта через эту же скважину при минимально возможном постоянном забойном давлении до извлечения на поверхность жидкости объемом не менее 1,1 - 1,5 объемов закачанного перед этим в пласт рабочего агента; повторение циклов воздействия на залежь до полного охвата засоленного пласта воздействием до вскрытия содержащихся в нем залежей нефти и осуществления выработки всех извлекаемых запасов нефти, отличающийся тем, что в начале периода отбора жидкости из пласта оценивают интенсивность поступления жидкости из каждого интервала пород-коллекторов пласта, по которой определяют минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый интервал пород-коллекторов пласта, затем, перед началом следующего цикла воздействия на пласт, в интервалах пород-коллекторов, из которых отсутствует или незначительное поступление жидкости, выполняют в разных направлениях от скважины сеть радиальных каналов с глубиной проникновения от стенки скважины в пласт не менее глубины воздействия рабочего агента на интервалы пласта с максимальной интенсивностью притока жидкости в предыдущем цикле воздействия на пласт.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что минимально возможную глубину воздействия рабочего агента на каждый из интервалов засоленных пород-коллекторов определяют из выражения:
Rj = V(Vni/пЫКи. о. i),
где R; - минимально возможная глубина воздействия рабочего агента на i-ый интервал пород-коллекторов, м;
V - объем закачанного в пласт рабочего агента в предыдущем цикле воздействия, м3;
п, - интенсивность (объем) поступления жидкости из данного интервала пласта, в долях единицы от объема суммарного притока;
i - порядковый номер интервала пород-коллекторов в пласте;
hj - эффективная толщина пород-коллекторов в рассматриваемом интервале, м;
Kn.o.i - коэффициент открытой пористости пород - коллекторов в i-том интервале, в долях ед.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в течение всего цикла воздействия на пласт рабочим агентом осуществляют вибро-импульсное воздействие с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта..
3.
3.
3.
(Т) К...= 7.0 % h_= 5 м
30%
2 К. = 5,8%h.t = 4M
3^ Kao=6,4%h^6M
4 К.. = 8.7%И.: = 6м
5 К = 6r2 % h . = 4 м
g Кп., = Д6%Ь.. = 5м
Л,к' = 7,0%И4, = 5м
2(3 °/с
2 К = 5,3 % h : = 4 м
10^
'3) К.. = 6,4%Ь..= 6м
25 %;
(5$> 1. = 8,7%Ь.,= 6м
В4%
5 К = 6,2 % h . = 4 м
1 %
(r)К:,)=6!6%Н. = 5м 10%
i... . J
Фиг. 2
ЕВРАЗИЙСКОЕ ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО
Заявитель: РЕСПУБЛИКАНСКОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ "ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ БЕЛОРУСНЕФТЬ
Минимум просмотренной документации (система классификации и индексы МПК) Е21В 28/00, 43/00, 43/01, 43/11-43/28
Дата действительного завершения патентного поиска:
11 мая 2016 (11.05.2016)
Наименование и адрес Международного поискового органа: Федеральный институт промышленной собственности
РФ, 125993,Москва, Г-59, ГСП-3, Бережковская наб., д. 30-1.Факс: (499) 243-3337, телетайп: 114818 ПОДАЧА
Уполномоченное лино
ОТЧЕТ О ПАТЕНТНОМ ПОИСКЕ
Номер евразийской заявки: 201600006
ДОКУМЕНТЫ, СЧИТАЮЩИЕСЯ РЕЛЕВАНТНЫМИ ( продолжение графы В )
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №
RU 51397 U1 (ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ВСЕРОСИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ по ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ЭНЕРГИИ ВЗРЫВА В ГЕОФИЗИКЕ" (ОАО "ВНИПИВЗРЫВГЕОФИЗИКА")) 10.02.2006, с. 5, строки 30-36
RU 2196225 С2 (ИНСТИТУТ ГОРНОГО ДЕЛА - НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ СО РАН) 10.01.2003, с. 5, строки 28-33, с. 6, строки 5-7
US 6401818 Bl (SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION) 11.06.2002
1-3
1-3
(19)
(19)
(19)
1 '
1 '
1 '
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
ЕАПВ/ОП-2
|
