Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пористо-трещиноватыми, трещиновато-пористыми или трещиноватыми типами коллекторов, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет создания в пластах упругого режима фильтрации и периодического изменения направления фильтрационных потоков. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет учета неоднородности по проницаемости системы трещин в различных направлениях и повышение коэффициента нефтеизвлечения. Способ включает поддержание упругого режима работы пластов путем применения циклической закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодической эксплуатации групп добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. Согласно изобретению дополнительно анализируют результаты гидродинамических исследований скважин и определяют объемы трещин в зонах дренажа добывающих и нагнетательных скважин. Определяют направление повышенной трещиноватости коллектора. Добывающие скважины формируют в ячейки с нагнетательными в центре и подразделяют их на две группы. К первой группе относят добывающие скважины, расположенные на расстоянии не более половины расстояния между скважинами от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости коллектора. Ко второй группе относят все остальные добывающие скважины. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами. В каждом из них в первом периоде при остановленных добывающих скважинах в нагнетательные скважины закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне нагнетательных скважин. Во втором периоде цикла пускают в эксплуатацию первую группу добывающих скважин и одновременно в нагнетательные скважины закачивают оторочку вытесняющего агента в объеме, равном суммарному объему трещин в зонах нагнетательных и всех добывающих скважин. Эксплуатацию добывающих скважин первой группы осуществляют в течение времени, за которое ими отбирают объем жидкости, равный объему трещин в зонах дренажа добывающих скважин первой группы. В третьем периоде цикла останавливают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и прекращают эксплуатацию добывающих скважин первой группы. Вторую группу добывающих скважин пускают в эксплуатацию на период времени, в течение которого добывающие скважины второй группы отбирают объем жидкости, равный суммарному объему трещин в зонах нагнетательных скважин и добывающих скважин второй группы. Циклы периодической эксплуатации добывающих групп скважин повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации. 2 з.п.ф-лы, 5 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пористо-трещиноватыми, трещиновато-пористыми или трещиноватыми типами коллекторов, где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет создания в пластах упругого режима фильтрации и периодического изменения направления фильтрационных потоков.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами, основанный на изменении направления фильтрационных потоков [1]. Смена направления фильтрационных потоков приводит к увеличению текущего значения водонасыщенности пласта, т.е. к более высоким значениям коэффициента вытеснения, определяемого как отношение разности между начальной и конечной нефтенасыщенностями к начальной, чем выше текущее, а значит и конечное значение водонасыщенности пласта, тем ниже значение конечной нефтенасыщенности и, соответственно, выше значение коэффициента вытеснения и коэффициента нефтеизвлечения. В основном, этот способ стал применяться при переходе от рядных систем заводнения к блоковым и блочно-замкнутым. В поздней стадии разработки залежей нефти изменение направления фильтрационных потоков осуществляется с помощью физико-химических методов, например закачкой реагентов, которые образуют в пласте высоковязкий барьер [2], а также регулированием отборов и закачки по отдельным добывающим и нагнетательным скважинам.

Способы разработки нефтяных месторождений, аналогичные [2], осуществляются закачкой в нагнетательные скважины различных реагентов, создающих в высокообводненном высокопроницаемом пропластке высоковязкие барьеры, которые изменяют направление фильтрационных потоков, обтекающих этот барьер, вовлекая, тем самым, в процесс фильтрации часть ранее слабо- или недренируемых запасов нефти и вытесняя их в промытый высокопроницаемый пропласток за барьером.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи [3], в котором при отборе нефти через добывающие скважины останавливают работу нагнетательных скважин и наоборот, при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины останавливают работу добывающих скважин, причем работу скважин соседних участков осуществляют в противофазе. При повышении пластового давления за счет работы нагнетательных скважин на одном участке разработки снижают пластовое давление за счет работы добывающих скважин на соседнем участке. За счет этого в разработку подключаются низкопроницаемые зоны залежи. При отборе продукции интенсивно снижается пластовое давление в высокопроницаемой зоне, а в низкопроницаемой - медленнее. Создается перепад давления между зонами с различной проницаемостью и возникает фильтрация нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны в высокопроницаемую и к добывающим скважинам.

Недостатком прототипа, как и аналогов, является то обстоятельство, что недостаточно учитывается неоднородность коллекторских свойств пластов по различным направлениям, при наличии которой закачиваемая вода прорывается к добывающим скважинам по линиям и зонам повышенной трещиноватости, что приводит к ускоренному обводнению добывающих скважин, находящихся в этих зонах, и снижению коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки за счет учета неоднородности по проницаемости системы трещин в различных направлениях. Повышается коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти в слабодренируемых трещинах и пористых блоках, снижается обводненность продукции.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем поддержание упругого режима работы пластов путем применения циклической закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодической эксплуатации групп добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, дополнительно анализируют результаты гидродинамических исследований скважин и определяют объемы трещин в зонах дренажа добывающих и нагнетательных скважин, а также направление повышенной трещиноватости коллектора, а добывающие скважины формируют в ячейки с нагнетательными в центре и подразделяют их на две группы, причем к первой группе относят добывающие скважины, расположенные на расстоянии не более чем половина расстояния между скважинами от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости коллектора, а ко второй группе относят все остальные добывающие скважины и эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами, в каждом из которых в первом периоде при остановленных добывающих скважинах в нагнетательные скважины закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне нагнетательных скважин; во втором периоде цикла пускают в эксплуатацию первую группу добывающих скважин и одновременно в нагнетательные скважины закачивают оторочку вытесняющего агента в объеме, равном суммарному объему трещин в зонах нагнетательных и всех добывающих скважин, а эксплуатацию добывающих скважин первой группы осуществляют в течение времени, за которое ими отбирается объем жидкости, равный объему трещин в зонах дренажа добывающих скважин первой группы; в третьем периоде цикла останавливают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и прекращают эксплуатацию добывающих скважин первой группы, а вторую группу добывающих скважин пускают в эксплуатацию на период времени, в течение которого добывающие скважины второй группы отбирают объем жидкости, равный суммарному объему трещин в зонах нагнетательных скважин и добывающих скважин второй группы; циклы периодической эксплуатации добывающих групп скважин повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации.

Закачку вязкоупругого состава в первых периодах циклов осуществляют в случае отсутствия влияния закачки вытесняющего агента на эксплуатацию добывающих скважин в предыдущих циклах.

Дополнительно перед первым циклом периодической эксплуатации или каким либо другим в случае необходимости проводят операции по интенсификации притока в добывающих скважинах второй группы и/или ограничению отбора воды в добывающих скважинах первой группы.

Физическая сущность изобретения состоит в следующем. Проницаемость пласта порово-трещиноватого, трещиновато-порового или трещиноватого изменяется как по пропласткам, так и по зонам распространения пластов. Так например, пористо-трещиноватый пласт состоит из пористой среды, пересеченной множеством связанных между собой трещин. Проницаемость такой среды подразделяется на два вида: поровую, обусловленную сообщением пор породы, и трещинную, связанную с наличием трещин различных размеров, их раскрытостью и преимущественным направлением или ориентацией. В целом пористо-трещиноватый пласт представляет собой единую гидродинамическую систему, в которой перемещение жидкости к забоям добывающих скважин осуществляется по трещинам, а вытеснение нефти из пор в трещины происходит за счет гидродинамического градиента давления, возникающего на поверхности контакта незаводненных пор и заводненных трещин при изменении давления в пласте, а также за счет капиллярных сил, направленных на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях [4] . При стационарной работе нагнетательных и добывающих скважин нефть из пор в трещины будет поступать только за счет капиллярных сил и, поскольку этот процесс медленный, то замещение нефти водой в порах затянется на многие годы. В то же время, вытеснение нефти водой из трещин - намного более быстро протекающий процесс. В связи с этим, при стационарном режиме фильтрации, добывающие скважины быстро обводняются закачиваемой водой через систему трещин, а нефть в порах остается неотобранной. Поэтому разработку пористо-трещиноватых и трещиновато-пористых пластов, как правило, осуществляют в циклическом режиме работы нагнетательных и добывающих скважин [4] . Но даже при упругом режиме работы пластов нефть вытесняется с большей скоростью к добывающим скважинам, расположенным по линиям повышенной трещиноватости от нагнетательных скважин. В перпендикулярном к ним направлении процесс вытеснения нефти водой протекает медленнее. Так например, по залежи 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения опережающая выработка запасов происходит по отдельным блокам, ориентированным в северо-западном и юго-восточном направлении от очаговой (нагнетательной скважины), т.е. в направлении развития трещиноватости.

В случае, когда в пласте развита система трещин в том числе и с вертикальной направленностью, закачиваемый в нагнетательные скважины вытесняющий агент по вертикальным трещинам может уходить вниз под водонефтяной контакт или в нижезалегающие неразрабатываемые эксплуатационные объекты.

В предлагаемом способе разработки по данным гидродинамических исследований скважин определяются объемы трещин в зонах дренажа добывающих и нагнетательных скважин и направления повышенной трещиноватости в пласте. В случае отсутствия влияния закачки вытесняющего агента на работу добывающих скважин, то есть когда в пласте развита система не только горизонтальных, но и вертикальных трещин, в нагнетательные скважины при простаивающих добывающих скважинах вначале закачивается оторочка вязкоупругого состава, создающая, дополнительные фильтрационные сопротивления в вертикальной системе трещин и тем самым препятствующая оттоку закачиваемого вытесняющего агента в нижезалегающие пласты или под водонефтяной контакт залежи. Затем в нагнетательные скважины при работающих добывающих скважинах первой группы, расположенных вдоль линий повышенной трещиноватости от нагнетательных скважин, закачивается вытесняющий агент, который заполняет систему трещин, вытесняя нефть к забоям работающих добывающих скважин. В следующем периоде останавливают нагнетательные скважины и добывающие скважины первой группы, а все остальные добывающие скважины второй группы, расположенные перпендикулярно от проходящих через нагнетательные скважины линий повышенной трещиноватости, пускают в эксплуатацию. Вытеснение нефти происходит от системы трещин с высокой проницаемостью через зоны с пониженной проницаемостью коллектора к забоям добывающих скважин второй группы.

При этом увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением и коэффициент заводнения, так как направления повышенной трещиноватости с высокой проницаемостью можно рассматривать как полупроницаемую нагнетательную галерею, при наличии которой процесс вытеснения нефти происходит более равномерно. Кроме того, в системе трещин снижается пластовое давление и нефть из пористой среды поступает в систему трещин. В последующих циклах нефть из системы трещин закачиваемым агентом вытесняется к забоям добывающих скважин первой группы. Таким образом, периодическая эксплуатация групп добывающих и нагнетательных скважин создает в пласте упругий режим работы, при котором нефть наиболее активно вырабатывается из низкопроницаемых разностей пористой среды по сравнению со стационарным режимом фильтрации.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Из числа пробуренных скважин формируют ячейки добывающих скважин с нагнетательными в центре.

2. Во всех скважинах проводят гидродинамические исследования - снимают кривые восстановления давления (КВД) на забоях добывающих скважин и кривые падения давления (КПД) на забоях нагнетательных скважин и обрабатывают их с использованием методов: Сайза-Хорнера, Стандартного, Борисова, диагностики призабойной зоны (метод Полларда) трещиноватого пласта [5].

3. На основе результатов обработки КВД и КПД определяют объемы трещин в зоне дренажа добывающих и нагнетательных скважин, рассчитывают потери давления в трещинной системе и строят карты изолиний потерь давления в трещинной системе и определяют направление трещиноватости коллектора.

4. Через нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости коллектора проводят ось нагнетания и добывающие скважины в ячейке подразделяют на две группы. Причем, к первой группе относят добывающие скважины, расположенные от оси нагнетания на расстоянии, не более чем половина расстояния между скважинами в ячейке, вдоль направления повышенной трещиноватости коллектора. Ко второй группе добывающих скважин относят все остальные добывающие скважины ячейки.

5. В нагнетательные скважины сформированных ячеек при простаивающих добывающих скважинах закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне дренажа каждой нагнетательной скважины.

6. После прекращения закачки оторочки вязкоупругого состава во втором периоде цикла в нагнетательную скважину продолжают нагнетать вытесняющий агент объемом, равным суммарному объему трещин в зонах дренажа всех добывающих и нагнетательной скважин ячейки. Одновременно пускают в эксплуатацию добывающие скважины первой группы и эксплуатируют их в течение времени, за которое они отбирают объем жидкости, равный объему трещин в зонах их дренажа.

7. В третьем периоде цикла останавливают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и прекращают эксплуатацию добывающих скважин первой группы. Одновременно пускают в эксплуатацию вторую группу добывающих скважин и эксплуатируют ее в течение времени, за которое данная группа скважин отбирает объем жидкости, равный суммарному объему трещин в их зонах дренажа и зоне нагнетательной скважины.

8. Циклы с закачкой оторочки вязкоупругого состава, вытесняющего агента и сменой эксплуатации добывающих скважин первой и второй групп повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации.

Пример конкретного осуществления способа Данный способ разработки нефтяной залежи внедряется с 2001 года на опытном участке 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения с трещиновато-пористыми коллекторами башкирского яруса среднего карбона.

Участок 4 был выделен проектом опытно-промышленных работ (ОПР) на залежи 302 башкирского яруса (ТатНИПИнефть, 1978, 1983). На участке пробурены 13 добывающих и 3 нагнетательные скважины. Скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием 400 м. Для ОПР по циклическому воздействию на пласты были сформированы три элемента площадного заводнения (очаговые скважины 26482, 26483, 26485 (см. чертеж)). Геолого-физическая характеристика участка приведена в таблице 1.

Закачка воды в 2 скважины была начата в 1983 г. и еще в одну - в 1986 г. , продолжительность периодов закачки 9-14 суток с количеством циклов от 3 до 8 в летнее время (май-октябрь). Этот вариант циклического воздействия на пласты со стороны нагнетательных скважин при постоянной работе добывающих является базовым для сравнения эффективности по рекомендуемому способу разработки.

Вариант доразработки участка по прототипу отличается от базового тем, что нагнетательные и добывающие скважины работают в противофазе друг с другом: через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в течение 15 суток, а добывающие скважины останавливают на 15 суток, затем в следующие 15 суток работу скважин меняют на противоположные.

При стационарной работе добывающих скважин определена обводненность добываемой ими продукции (табл.2).

Во всех добывающих скважинах проведены гидродинамические исследования по снятию кривых восстановления давления (КВД) с последующей их обработкой. По результатам интерпретации результатов КВД построена карта изобар падения давления в трещинной системе пласта, на которой также нанесены направления повышенной трещиноватости коллектора (фиг.1).

Через каждую нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости проведены "оси нагнетания": - через нагнетательную скважину 26482 - линия 1-1; - через нагнетательную скважину 26485 - линия 2-2; - через нагнетательную скважину 26483 - линия 3-3.

С учетом этих "осей нагнетания" сформированы две группы добывающих скважин, расположенных вдоль и перпендикулярно от "осей нагнетания": - 1 группа - добывающие скважины 15500, 26478, 26479, 26486, 26487, 26489; - 2 группа - добывающие скважины 42, 26476, 26477, 26480, 26481, 26484, 26488.

В таблице 3 приведены результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин и пересчитаны объемы трещин по группам выделенных скважин.

В нагнетательные скважины закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне дренажа каждой нагнетательной скважины. При этом время закачки вязкоупругого состава в первом периоде (t⁽¹⁾) определяется: где V_тр ^нагн - объем трещин в зоне дренажа нагнетательной скважины (м³); η^нагн_пр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, ;
ΔP_нагн - перепад давления между забойным давлением в нагнетательной скважине и пластовым давлением, МПа. Для опытного участка 4 залежи 302 ΔP_нагн = 10 МПа(100 атм).

Время закачки вязкоупругого состава по нагнетательным скважинам составит:



Таким образом, максимальное время закачки вязкоупругого состава - 15,3 часа по скважине 26483. Это время продолжительности первого периода в цикле.

Продолжительность второго периода цикла (t⁽²⁾) также рассчитывается по формулам, аналогичным формуле (1), при подстановке соответствующих значений для нагнетательных и добывающих скважин время закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины:

где V_тр ^нагн, V_тр ^I, V_тр ^II - объемы трещин в зонах дренажа, соответственно, нагнетательных и добывающих скважин первой и второй групп, ³;
Ση^нагн_пр - суммарный коэффициент приемистости всех трех нагнетательных скважин,


Время эксплуатации добывающих скважин первой группы во втором периоде цикла определяется по формуле:

где Ση^I_пр - суммарный коэффициент продуктивности добывающих скважин первой группы,
ΔP_доб - средний перепад давления между пластовым давлением и давлением на забое добывающих скважин, 10^-1 МПа. Для опытного участка 4 залежи 302 ΔP_доб = 1,5 МПа (15 атм).

Таким образом, время эксплуатации добывающих скважин первой группы во втором периоде цикла составляет 7,59 сут., т.е. больше, чем время закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины (1,9 сут). Поэтому продолжительность второго периода цикла составляет 7,6 сут.

Продолжительность третьего периода цикла (t⁽³⁾) рассчитывается по формуле:

где где Ση^II_пр - суммарный коэффициент продуктивности добывающих скважин второй группы,

Общее время одного цикла рассчитывается как сумма продолжительности всех трех периодов:
t_цикл = t⁽¹⁾ + t⁽²⁾ + t⁽³⁾ = 0,64 + 7,59 + 13,98 = 22,21 (сут).

Технологическая эффективность нового способа разработки по сравнению с базовой технологией (базовый вариант) и вариантом по прогнозу, рассчитанная по результатам математического моделирования фильтрации жидкости в неоднородных трещиновато-пористых пластах участка 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения, приведена в таблицах 4 и 5. За весь срок эксплуатации залежи по новому способу разработки коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 0,019 доли ед. по сравнению с базовым вариантом и на 0,013 доли ед. по сравнению с вариантом разработки по прототипу. Соответственно, происходит снижение отборов попутно-добываемой с нефтью воды и водонефтяного фактора.

Таким образом, достигнута поставленная задача по увеличению относительно прототипа коэффициента нефтеизвлечения и снижения объемов попутно-добываемой с нефтью воды за счет создания системы разработки, учитывающей направление повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости. Способ эффективен и промышленно применим.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Изменение направления потоков жидкости - способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении. М.Л. Сургучев, В.А. Бочаров, В.Е. Гавура, Г. А. Атанов. - М.: Наука, 1977.

2. Патент РФ 20305бб, кл. Е 21 В 43/20, 43/16. Способ разработки нефтяных месторождений с неоднородными высоко- и низкопроницаемыми коллекторами. Артемьев В.Н. и др. - Опубл. 10.03.95, БИ 7.

3. Патент РФ 2105870, кл. Е 21 В 43/20, 43/30. Способ разработки нефтяной залежи. Хисамов Р.С., Тазиев М.З., Хисамов С.С., Файзуллин И.Н. - Опубл. 27.02.98, БИ 6.

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

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Гиматутдинова Ш.К. М.: Недра, 1983.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий поддержание упругого режима работы пластов путем применения циклической закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодической эксплуатации групп добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин, отличающийся тем, что дополнительно анализируют результаты гидродинамических исследований скважин и определяют объемы трещин в зонах дренажа добывающих и нагнетательных скважин, а также направление повышенной трещиноватости коллектора, а добывающие скважины формируют в ячейки с нагнетательными в центре и подразделяют их на две группы, причем к первой группе относят добывающие скважины, расположенные на расстоянии не более половины расстояния между скважинами от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости коллектора, а ко второй группе относят все остальные добывающие скважины и эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами, в каждом из которых в первом периоде при остановленных добывающих скважинах в нагнетательные скважины закачивают оторочку вязкоупругого состава объемом, равным объему трещин в зоне нагнетательных скважин; во втором периоде цикла пускают в эксплуатацию первую группу добывающих скважин и одновременно в нагнетательные скважины закачивают оторочку вытесняющего агента в объеме, равном суммарному объему трещин в зонах нагнетательных и всех добывающих скважин, а эксплуатацию добывающих скважин первой группы осуществляют в течение времени, за которое ими отбирают объем жидкости, равный объему трещин в зонах дренажа добывающих скважин первой группы; в третьем периоде цикла останавливают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и прекращают эксплуатацию добывающих скважин первой группы, а вторую группу добывающих скважин пускают в эксплуатацию на период времени, в течение которого добывающие скважины второй группы отбирают объем жидкости, равный суммарному объему трещин в зонах нагнетательных скважин и добывающих скважин второй группы; циклы периодической эксплуатации добывающих групп скважин повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку вязкоупругого состава в первых периодах циклов осуществляют в случае отсутствия влияния закачки вытесняющего агента на эксплуатацию добывающих скважин в предыдущих циклах.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно перед первым циклом периодической эксплуатации или каким либо другим, в случае необходимости, проводят операции по интенсификации притока в добывающих скважинах второй группы и/или ограничению отбора воды в добывающих скважинах первой группы.

РИСУНКИ

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