Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение эффективности способа разработки с увеличением коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта и снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: способ включает стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Поддерживают упругий режим работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти и радиусы зон дренирования скважин. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом. Время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по аналитическим формулам. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными низкопроницаемыми и высокопроницаемыми пористыми пластами или трещиновато-пористыми, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет создания в пластах упругого режима фильтрации и вовлечения в более полную разработку запасов нефти.

Известен способ разработки залежей нефти, сложенных двумя пластами с низкой и высокой проницаемостью коллектора, основанный на периодической эксплуатации скважин [1] , где с целью создания в пластах неоднородных полей давления и соответствующих им перераспределений фильтрационных потоков, приводящих к выравниванию нефтенасыщенностей в пластах, период одного цикла, включающего в себя одинаковые временные интервалы простоя и эксплуатации скважины (галереи), определяют как удвоенное отношение квадрата расстояния между галереями нагнетательных и добывающих скважин (2L²) к средней пьезопроводности коллектора (χ_ср).

Однако периоды простоя и эксплуатации скважины могут быть равными до прорыва воды в скважину по высокопроницаемому пласту, а после прорыва воды они должны различаться, причем период эксплуатации скважины должен быть меньше периода ее простоя. Это необходимо, чтобы вторгшаяся в период простоя скважины вода из высокопроницаемого и заводненного пласта в заводненную часть низкопроницаемого пласта (за фронтом вытеснения) не поступала обратно в высокопроницаемый пласт в период эксплуатации скважины, а совершала полезную работу по вытеснению нефти в низкопроницаемом пласте к забою скважины. В противном случае возвращающаяся из низкопроницаемого пласта в высокопроницаемый пласт вода в период эксплуатации скважины повышает объем фильтрующейся воды в высокопроницаемом пласте и, в конечном итоге, приводит к возрастанию обводненности добываемой продукции, в то время как запасы нефти низкопроницаемой части пласта остаются невовлеченными в активную разработку.

Наиболее близким к предлагаемому является способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта - коллектора [2], включающий задание периодических режимов работы добывающих скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции так, что извлечение нефти посредством каждой отдельной скважины производят в несколько этапов, перед каждым из которых задают стационарный режим работы соответствующей скважины, на котором производят оценку нефтесодержания продукции скважины, затем производят для этой скважины запись кривой восстановления давления и переводят скважину на периодический режим работы путем чередующихся пусков и остановок последней на равные друг другу промежутки времени при стационарных режимах работы нагнетательных скважин, а частоту периодического режима задают ступенчатой функцией времени с уровнем первой ступени первого этапа, определенным для каждой скважины по результатам интерпретации данных восстановления давления.

Недостатком прототипа, как и аналога, является равенство времен простоя и эксплуатации добывающей скважины, приводящее к недостаточной эффективности способа разработки по прототипу.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки. Повысится коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта, снизится обводненность продукции.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины и поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти и радиусы зон дренирования скважин, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом, а время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по формуле где t_пр, t_экс - время простоя и, соответственно, эксплуатации скважин, сут; h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м; R_к - радиус зоны дренирования скважины, м; r_с - приведенный радиус скважины, м; ρ_н - - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³; η - - коэффициент продуктивности скважин, т/(сут·МПа); b - объемный коэффициент нефти, м³/м³;
m - пористость коллектора, доли ед.;
β_ж,β_п - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, (МПа)^-1;
B₂ - обводненность добываемой скважиной продукции, доли ед.

μ_н,μ_в - соответственно, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа·с;
K_экс - коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя, определяемый по формуле
K_экс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Q_д^(t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Q_п - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.

Физическая сущность изобретения состоит в том, что при периодической работе добывающей скважины в неоднородных по проницаемости и послойно-заводненных пластах создается упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых пластов возникают гидродинамический градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях [1].

При остановке добывающей скважины в высокопроницаемых заводненных пластах процесс восстановления пластового давления протекает быстрее, чем в незаводненных низкопроницаемых пластах, и тем самым создается гидродинамический градиент давления, направленный в область низкопроницаемого пласта, который совместно с капиллярными силами способствует внедрению воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный пласт. Переток воды в низкопроницаемый пласт из высокопроницаемого пласта существует до тех пор, пока пластовое давление в них не уравняется.

Пластовое давление во всех пластах становится одинаковым и равным давлению на контуре питания тогда, когда завершится процесс восстановления давления в низкопроницаемом пласте. Этот период времени от момента остановки скважины до восстановления давления в низкопроницаемом пласте и является временем простоя скважины (t_пр) при работе ее в периодическом режиме эксплуатации.

При пуске скважины в эксплуатацию процесс снижения пластового давления протекает быстрее в высокопроницаемых пластах, чем в низкопроницаемых, в связи с чем возникает переток жидкости (нефти) из низкопроницаемых пластов в смежные высокопроницаемые, который продолжается до перехода работы пластов с упругого на установившейся стационарный режим фильтрации жидкости, при котором давления в пластах одинаковы. Установившийся стационарный режим фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости пластах достигается тогда, когда расширяющаяся депрессионная воронка по низкопроницаемому пласту достигает контура питания. Этот период времени от момента пуска скважины в эксплуатацию до достижения воронкой депрессии контура питания по низкопроницаемому пласту и является, строго говоря, временем эксплуатации скважины (t_экс) при периодическом режиме ее эксплуатации, т.е. периодом, в течение которого осуществляется переток жидкости из низкопроницаемого пласта в смежные высокопроницаемые пласты.

По результатам трехмерного математического моделирования процессов заводнения неоднородных по проницаемости пластов в режиме периодической эксплуатации добывающих скважин была получена приближенная формула для оценки коэффициента, снижающего период эксплуатации скважины по сравнению с периодом простоя
K_экс= 1-α·exp(-α),
здесь
где Q_д^(t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Q_п - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1). При эксплуатации добывающей скважины для определения периода простоя и эксплуатации ее в периодическом режиме определяют обводненность добываемой продукции (B₂).

2). При периодической эксплуатации скважин в период ее простоя проводят гидродинамические исследования с целью определения коэффициента продуктивности и толщины работающих пластов в зоне дренажа скважины, а также приведенного радиуса скважины.

3). По данным предыдущей эксплуатации скважин (сведения о текущих и накопленных отборах нефти и жидкости, закачке воды и т.д.) по результатам математического моделирования или по характеристикам вытеснения [3] определяют введенные в разработку подвижные запасы нефти в зоне дренажа каждой добывающей скважины.

4). Для выбранных эксплуатационных объектов, на которых планируется внедрение данного способа разработки, заранее проводят лабораторные исследования по определению объемного коэффициента и плотности нефти в поверхностных условиях, а также коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы и коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом в зависимости от коллекторской характеристики пористой среды (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность), и проводят расчеты по определению вышеперечисленных коэффициентов для конкретных значений коллекторской характеристики пористой среды, полученных в результате проведенных гидродинамических исследований скважины.

5). Рассчитывают площадь (S) и радиус дренажа скважины (контура питания R_к)

здесь в - объемный коэффициент нефти, м³/м³,
Q_п - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, достигаемые при стремлении обводненности добываемой продукции к 100%, т;
m - пористость коллектора, доли ед.;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
ρ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;
b - объемный коэффициент нефти, м³/м³;
K_нн - коэффициент начальной нефтенасыщенности коллектора, доли ед.;
K_вып - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, доли ед.

6). Рассчитывают период простоя скважины, за который пластовое давление в зоне дренажа скважины восстанавливается до уровня давления на контуре питания. Для расчета этого периода используется основная формула упругого режима фильтрации в записи Э.Б.Чекалюка, которая считается справедливой, как в случаях работы скважины с постоянной депрессией или постоянным дебитом, так и в случае работы скважины с переменной депрессией и изменяющимся дебитом [4].

Время простоя скважины при периодической эксплуатации в сутках определяется по формуле

где r_с - приведенный радиус скважины, определенный по гидродинамическим исследованиям, м;
m - пористость коллектора, доли ед.;
β_ж,β_п - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды (МПа)^-1;
B₂ - обводненность добываемой скважиной продукции, доли.ед.

μ_н,μ_в - соответственно, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа·с;
η - коэффициент продуктивности скважины, т/(сут · МПа).

7). Рассчитывают коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя
K_экс = 1-α·exp(-α);
здесь
где Q_д^(t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Q_п - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.

8). Определяют время эксплуатации скважины (сут)
t_экс = K_экс · t_пр (сут).

9). По завершении периода простоя в течение времени t_пр скважину пускают в эксплуатацию на период времени t_экс.

10). Операции по пунктам 1-9 повторяют до тех пор, пока дебит скважины по нефти не снизится до уровня предельно-рентабельного.

Пример конкретного осуществления способа
Ромашкинское месторождение. Абдрахмановская площадь, горизонт Д1, скважина N 8880, дата ввода в эксплуатацию: 1974.

В таблице 1 приведена коллекторская характеристика перфорированных пластов скважины N 8880, определенная по результатам геофизических исследований скважины (ГИС).

Пласты - песчаники, различаются по проницаемости коллектора в 1,69 раз. Между ними нет непроницаемого глинистого раздела и поэтому возможен переток жидкости из одного пласта в другой при упругом режиме фильтрации.

В таблице 2 приведены показатели эксплуатации скважины N 8880 за последние 8 лет. В 1997 г. скважина была остановлена при обводненности добываемой продукции, равной 97,4%.

При проведении гидродинамических исследований скважины методом восстановления пластового давления были определены: коэффициент продуктивности η = 15,2 т/(сут·МПа), толщина работающих пластов в зоне дренажа скважины, которая совпала с данными таблицы 1 и составила h=15 м, а также приведенный радиус скважины r_с= 0,12 м.

По данным предыдущего периода эксплуатации скважины при математическом моделировании процессов фильтрации на участке из 12 скважин, в т.ч. включающем скважину N 8880, были определены подвижные запасы нефти в зоне дренажа этой добывающей скважины, которые в 1997 г. составили Q_п = 561,5 тыс.т.

По ранее проведенным лабораторным исследованиям для горизонта Д₁ Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения были определены [5,6]
объемный коэффициент нефти в = 1,175 м³/м³;
плотность нефти в поверхностных условиях S_n = 0,804 т/м³;
коэффициенты упругоемкости:
пластовой жидкости β_ж = 9,5·10^-4(МПа)^-1;
пористой среды β_п = 1,0·10^-4(МПа)^-1;
коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом (водой)
K_вытт = 0,712 доли ед. при проницаемости коллектора, равной 1,452 мкм², коэффициенте начальной нефтенасыщенности K_нн = 0,928 доли ед. и коэффициенте пористости коллектора m = 0,226 доли ед.

Площадь дренажа скважины определяется по формуле

Радиус зоны дренажа скважины (контура питания)

Время простоя скважины при периодической эксплуатации

Время эксплуатации скважины определяется по формуле
K_экс = 1-α·exp(-α);
здесь
тогда K_экс = 0,635 и t_экс = 8 (сут).

Далее, проводятся расчеты добычи нефти и воды при периодической эксплуатации скважины на основе созданной при определении подвижных запасов нефти математической модели фильтрации двухфазной жидкости в пласте. Результаты этих расчетов представлены в таблице 3, из которой видно, что по рекомендуемому способу разработки в сравнении с базовым и прототипом достигаются более высокие отборы нефти в каждом из циклов простоя и эксплуатации скважины, несмотря на меньший период эксплуатации скважины. При этом добыча воды сокращается, что приводит к снижению обводненности добываемой продукции и, в перспективе, к более длительному сроку эксплуатации скважины до снижения дебита скважины до предельно-допустимого, что позволяет достичь более высоких значений коэффициента нефтеизвлечения.

Таким образом достигнута поставленная задача по увеличению относительно прототипа коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти низкопроницаемой части пласта. Снижена обводненность продукции. Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985-308 с.

2. Патент РФ N 2109130, кл. E 21 B 43/16. Способ извлечения нефти из трещиновато-пористого пласта-коллектора. Давлетшин А. И. и др. - Опубл. 20.04.98, БИ N 11.

3. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147035-209-87. Миннефтепром, М., 1987, с.58.

4. В.Д.Лысенко. Определение продуктивности малопродуктивных коллекторов. Нефтепромысловое дело, N 2, 1998, с. 7-13.

5. Р. Ч.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.Б.Хисамов, И.Г.Юсупов. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 491 с.

6. Р. С. Хисамов. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, изд-во "Мониторинг", 1996 - 288 с.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий стационарную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины и поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, отличающийся тем, что дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и оценивают подвижные запасы нефти, проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы, рассчитывают радиус зоны дренирования скважин, а время простоя и эксплуатации добывающей скважины определяют по формулам

t_экс = K_экс · t_пр,
где t_пр, t_экс - время простоя и соответственно эксплуатации скважин, сут;
h - толщина пласта в зоне дренажа добывающей скважины, м;
R_к - радиус зоны дренирования скважины, м;
r_с - приведенный радиус скважины, м;
ρ_н - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;
η - коэффициент продуктивности скважин, т/сут · МПа;
b - объемный коэффициент нефти, м³/м³;
m - пористость коллектора, доли.ед.;
β_ж,β_п - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, МПа^-1;
B₂ - обводненность добываемой скважинной продукции, доли.ед.;
μ_н μ_в - соответственно вязкость нефти и воды в пластовых условиях, мПа · c.;
K_экс - коэффициент, снижающий время эксплуатации скважины по сравнению со временем ее простоя, определяемый по формуле
K_экс= 1-α·exp(-α),
где Q_д^(t-1) - накопленный отбор нефти по добывающей скважине к моменту пуска ее в эксплуатацию, т;
Q_п - подвижные запасы нефти в зоне дренажа добывающей скважины, т.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3