Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на неоднородные нефтяные пласты. Задача изобретения - повышение эффективности способа за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования. Для этого закачивают в пласт водогазовую смесь с соотношением объемов воды и газа 1: 1. Периодически, через каждые 12 мес, отсчитывая от начала закачки смеси в пласт, осуществляют выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости и производят увеличение отборов из выбранных скважин, при этом выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости осуществляют при одновременном выполнении неравенств r_н > 0,5; r_в <0,5; r_г <0,5, где r_н,r_в,r_г - коэффициент ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды, дебитами жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемые по приведенным в тексте описания формулам. 6 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на неоднородные нефтяные пласты.

Известен способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт с применением форсированного отбора жидкости, при этом выбор скважин для увеличения отбора жидкости осуществляется с использованием коэффициентов ранговой корреляции Спирмена с учетом данных о дебите жидкости, нефти, воды [1].

Известный способ имеет тот недостаток, что не позволяет вырабатывать запасы нефти из верхней части пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ воздействия на неоднородный пласт, заключающийся в нагнетании смеси газа в пласт [2].

Недостатком известного способа является невысокая степень равномерности распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, что приводит к быстрому прорыву газа в добывающие скважины.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования.

Цель достигается тем, что в предлагаемом способе воздействия на неоднородный нефтяной пласт, включающем закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, производят закачку водогазовой смеси с соотношением воды и газа 1:1 периодически через каждые 12 мес со дня начала закачки смеси, осуществляют выбор добывающих скважин при одновременном выполнении неравенств r_н > 0,5; r_в <0,5; r_г <0,5н, r_в, r_г - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемой по формулам где d^н_i, d^в_i, d^г_i - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и газового фактора в данной скважине в течение года; n = 12 - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды и газового фактора в данной скважине в течение года.

Способ осуществляется следующим образом.

Вначале производят закачку в пласт водогазовой смеси с соотношением воды и углеводородного газа 1:1.

Параллельно с этим процессом периодически через каждые 12 мес, отсчитывая от начала закачки смеси в пласт, осуществляют выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости на основании расчетов коэффициентов ранговой корреляции.

Методика определения коэффициентов Спирмена подробно описана в работе [1].

Скважины подлежат увеличению отборов жидкости при одновременном выполнении неравенств r_н > 0,5; r_в <0,5 и r_г <0,5.

г <0,5 обозначает, что увеличение отборов жидкости необходимо проводить в скважинах, в которых увеличение депрессии не приведет к прорыву газа к забоям скважин.

Рассчитав по исходным данным за 12 мес коэффициенты, отсчет времени ведется от начала закачки водогазовой смеси в пласт, производят выбор добывающих скважин для увеличения отбора жидкости.

При этом осуществляют увеличение отборов жидкости из выброшенных скважин.

Через 12 мес снова проводят расчеты, выбор скважин и увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.

Непрерывная закачка водогазовой смеси с соотношении объемов 1:1 проводятся до тех пор, пока отбор продукции из добывающих скважин не достигнет предела рентабельной обводненности (59%).

Закачка водогазовой смеси способствует повышению схвата неоднородного пласта заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых вытесняемым агентом.

Увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин ведет к более равномерному распределению нагнетаемого газа по заводняемому объему вблизи залежи и подключение в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования.

Для выявления эффективности предлагаемого способа воздействия было проведено моделирование процесса разработки залежи пласта В₁ с использованием закачки водогазовой смеси. Исследования проводились с помощью численной модели трехфазной фильтрации с применением ЭВМ. В расчетах использовались следующие исходные данные: глубина залегания пласта - 1680 м; нефтенасыщенная толщина - 5,5 м; пористость - 18%; проницаемость - 0,045 мкм²; расчлененность - 2,1; пластовое давление - 17 МПа; температура - 34^oC; вязкость нефти, воды и закачиваемого углеводородного газа в пластовых условиях - 4,8; 1,2 и 0,018 МПа. В расчетах принята двухслойная модель пласта, неоднородного по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности.

При этом рассматривались технологии закачки водогазовой смеси с различной объемной долей газа - 0,75, 0,5 и 0,25.

Расчеты показали, что самой эффективной оказалась технология закачки водогазовой смеси с долей газа 0,5. В этом случае достигается наибольший коэффициент нефтеотдачи. Результаты расчета приведены в табл. 1.

При этом известно, что увеличение отборов жидкости из добывающих скважин ведет к росту скорости фильтрации нефти в пласте, а следовательно, в конечном итоге к увеличению нефтеотдачи.

Таким образом, наибольшей эффективностью будет обладать предложенный способ воздействия на неоднородный пласт.

Данный способ был опробован на участке пласта В₁ с 5 добывающими и 1 нагнетательной скважиной.

В нагнетательную скважину была проведена закачка водогазовой смеси с соотношением объемов воды и попутного углеводородного газа 1:1 (доля газа 0,5).

По истечении 12 мес по дебитам жидкости, нефти, воды и текущим значениям газового фактора (C₁) были рассчитаны коэффициенты r_н, r_в и r_г.

В табл. 2 - 6 приведены расчеты коэффициентов ранговой корреляции.

Для скважин А и Д условие r_н > 0,5; r_в <0,5; r_г > 0,5 выполняется, поэтому они подлежат увеличению отборов жидкости.

Для скважин Б, В и Г это условие не выполняется. Режимы работы этих скважин остаются без изменения.

При этом средний дебит жидкости скважины А и Д увеличился со 173 до 234 м³/сут, а обводненность уменьшилась. Последнее свидетельствует о подключении в процессе разработки слабодренированных запасов нефти.

Новизной предлагаемого технического решения является использование нагнетания водогазовой смеси совместно с увеличением отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.

Формула изобретения

Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт, включающий закачку в него водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт закачивают водогазовую смесь с соотношением объемов воды и газа 1 1, одновременно с закачкой смеси периодически через каждые 12 месяцев, отсчитывая от начала закачки, осуществляют выбор добывающих скважин, удовлетворяющих следующим выражениям: r_н> 0,5, r_в< 0,5,
r_г< 0,5,
где r_н, r_в, r_г - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемые в соответствии с выражениями



где d^н_i, d^в_i, d^г_i - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и газового фактора в данной скважине;
n 12 число месячных дебитов жидкости, нефти, воды и газового фактора в данной скважине в течение года,
а затем производят увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6