Способ разработки нефтегазовой залежи
Владельцы патента RU 2287052:
Общество с ограниченной ответственностью "Югсон-сервис" (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей нефти и газа, приуроченных к коллекторам сложнопостроенных месторождений. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и охвата нефтегазонасыщенных зон депрессионным воздействием. Сущность изобретения: способ включает размещение эксплуатационных скважин в зоне с доминирующими фильтрационными каналами и нагнетательных скважин в зонах с пониженной флюидоприемистостью, закачку агента в скважины и отбор жидкости. Согласно изобретению дополнительно в пласте определяют ориентацию фильтрационных каналов. Проводят гидравлический разрыв пласта с закреплением каналов. Скважины оборудуют струйным насосом с вымываемой вставкой. Осуществляют очистку фильтрационных каналов с возрастанием депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируют по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе воздействия. В нагнетательной скважине регулируют по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия. Закачку агента в скважины регулируют в зависимости ориентации фильтрационных каналов в около скважинной зоне пласта - чем ближе ориентация к 00, тем давление закачки агента больше. Отбор жидкости из пласта осуществляют в режиме циклического отбора «набор-сброс». 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано при разработке залежей нефти и газа, приуроченных к коллекторам сложнопостроенных месторождений.
Известен СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ С ТРЕЩИНОВАТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ, включающий отбор углеводородов, закачку вытесняющего агента (А.С. №1656227, Е 21 В 43/18 от 23.11.1987 г., опубл. 15.06.1991 г.).
Недостатком указанного выше способа является то, что не учитывается ориентация фильтрационных каналов от 0° до 90° к горным нагрузкам при создании депрессионных условий по скважинам.
Известен СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий размещение скважин, закачку агента через нагнетательные скважины, отбор нефти (П №2230890, Е 21 В 43/16 от 21.02.2003, опубл. БИПМ №17, 20.06.2004 г.).
Недостатком указанного выше способа является то, что не учитывается ориентация фильтрационных каналов от 0° до 90° к горным нагрузкам при создании депрессионных условий по скважинам, не применяются результаты анализа совместных исследований геофизики и геологии.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ, включающий размещение эксплуатационных скважин в зоне с доминирующими фильтрационными каналами и нагнетательных скважин в зонах с пониженной флюидопроводимостью, закачку агента в скважины и отбор жидкости (RU 94025976, Е 21 В 43/16 от 12.07.1994, опубл. 10.06.1996 г., прототип).
Недостатком указанного выше способа является то, что не учитывается ориентация фильтрационных каналов от 0° до 90° к горным нагрузкам при создании депрессионных условий по скважинам.
Предлагаемый нами СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, увеличить охват нефтегазонасыщенных зон за счет новообразования или поддержания гидродинамической связи между пластами, повысить нефтеотдачу анизатропного пласта за счет повышения коэффициента извлечения нефти, увеличить приемистость пласта за счет проведения депрессионных воздействий в диапазоне от 0° до 90° и без подъема НКТ, насоса, вспомогательного оборудования, для этого он предусматривает размещение эксплуатационных скважин в зоне с доминирующими фильтрационными каналами и нагнетательных скважин в зонах с пониженной флюидопроводимостью, закачку агента в скважины и отбор жидкости, дополнительно в пласте определяют ориентацию фильтрационных каналов, проводят гидравлический разрыв пласта с закреплением каналов, скважины оборудуют струйным насосом с вымываемой вставкой и в скважинах осуществляют очистку фильтрационных каналов с плавным возрастанием регулируемых депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируют по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе депрессионного воздействия, а в нагнетательной скважине регулируют по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия, закачку агента в скважины осуществляют регулируемую в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в около скважинной зоне пласта - чем ближе ориентация к 0°, тем давление закачки агента больше, а отбор жидкости из пласта осуществляют в режиме циклического отбора «набор-сброс».
Причем зоны с доминирующими фильтрационными каналами в пласте определяют по структурной карте.
Физическая сущность способа состоит в следующем.
Проницаемость анизотропного пласта изменяется как по прослоям, так и по зонам распространения пластов. Кроме того, анизотропный пласт состоит из пористой среды, изолированных участков, пересеченный множеством связанных и не связанных между собой фильтрационных каналов.
Проницаемость такой среды подразделяется на два вида: поровую, обусловленную сообщением пор породы, и флюидопроводящих путей, связанных с наличием фильтрационных каналов различных размеров, их раскрытости и преимущественного направления или ориентации.
В целом анизотропный пласт представляет собой единую гидродинамическую систему, в которой перемещение жидкости к забоям - добывающих скважин осуществляется по фильтрационным каналам, а нефть вытесняется из пор в флюидопроводящие каналы за счет гидродинамического градиента давления, возникающего на поверхности контакта незаводненных пор и заводненных фильтрационных каналов при изменении давления в пласте, а также за счет капиллярных сил, направленных на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях.
При стационарной работе нагнетательных и эксплуатационных скважин нефть из пор во флюидопроводящие пути будет поступать только за счет капиллярных сил, и поскольку этот процесс медленный, замещение нефти водой в порах затянется на многие годы. В то же время процесс вытеснения нефти водой из фильтрационных каналов протекает намного быстрее.
В связи с указанным, при стационарном режиме фильтрации эксплуатационные скважины быстро обводняются закачиваемой водой через систему флюидопроводящих путей, а нефть в порах остается неотобранной.
Поэтому анизотропные пласты, как правило, разрабатывают в циклическом режиме эксплуатации нагнетательных и эксплуатационных скважин. Но даже при упругом режиме работы пластов нефть вытесняется с большей скоростью к эксплуатационным скважинам, расположенным по линиям повышенной флюидопроводимости, от нагнетательных скважин. В перпендикулярном к ним направлении процесс вытеснения нефти водой протекает медленнее.
Основной метод разработки нефтяных залежей в Западной Сибири - заводнение.
В условиях неоднородного геологического разреза горизонта такая стратегия приводит к снижению КИН низкопроницаемых пропластков на режиме истощения, а также к блокированию в них запасов нефти при обводнении высокопроницаемых пластов. Периферийные участки пласта, расположенные за пределами зоны разбуривания, не отрабатываются, а нефть из них частично вытесняется в водоносный пласт.
Предлагается в известную стратегию разработки нефтяных залежей путем регулирования пластового давления в процессе эксплуатации скважин на этапе истощения и заводнения добавить предлагаемый способ.
Сущность стратегии - использование запаса пластовой энергии за счет более длительного поддержания гидродинамической связи между пропластками при разработке на истощение и при заводнении для увеличения охвата низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов дренированием и повышения эффективности вытеснения нефти на естественном режиме.
Способ осуществляют следующим образом.
Используя данные геологических и геофизических исследований, например керновых исследований, построение структурных карт определяем в пласте зоны с доминирующими фильтрационными каналами путем использования результатов анализа данных бурения - инклинометрии, кроме того, их можно, например, определить путем вычисления кривизны поверхности исследуемого пласта в исследуемой точке, используя зависимость:
К=(d2H/dL2)[1+(dH/dL)2]-3/2, где
К - функция кривизна в исследуемой точке, 1,0×10-4 1/м.
L - направление дифференцирования, м.
Н - глубина залегания исследуемой поверхности, м.
Значения dL и dH берем со структурных карт и подставляем в формулу.
Затем вычисляем радиус кривизны (R) в исследуемой точке, который равен R=1/K.
По полученным данным К и R исследуемых точек строим и выявляем на структурных картах зоны с доминирующими фильтрационными каналами, и в зонах с повышенной флюидопроводимостью размещаем эксплуатационные скважины, с пониженной флюидопроводимостью - нагнетательные скважины.
После этого определяем ориентацию фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта.
Это можно осуществить как с помощью фотографирования призабойной зоны, также можно определить и расчетным путем, используя зависимость ΔРα кр..
Для этого осуществляем плавные регулируемые депрессионные воздействия на пласт, начиная с малых, с учетом горных нагрузок на флюидопроводящие (фильтрационные) каналы в диапазоне от 0° до 90° ориентации, и определяем угол наклона фильтрационного канала согласно зависимости получения критической депрессии ΔРкр.:
ΔРα кр.=ΔРкр.(1+α), где
ΔРα кр. - критическая депрессия для наклонных фильтрационных каналов, МПа,
ΔРкр. - критическая депрессия, при которой смыкаются каналы, МПа,
α - угол наклона фильтрационного канала, рад.
Полученные данные угла α позволяют определить ориентацию фильтрационных каналов в пласте и осуществить регулируемые депрессионные воздействия на пласт с целью очистки фильтрационных каналов от кольматанта в пласте, а также создать оптимальные условия фильтрации пластового флюида в условиях сужения и смыкания флюидопроводящих путей.
После этого в скважинах проводим гидравлический разрыв пласта с закреплением фильтрационных каналов закрепляющим агентом, например проппантом. Кроме того, после гидравлического разрыва можно еще раз уточнить ориентацию фильтрационных каналов известными способами и средствами.
После закрепления фильтрационных каналов в скважинах каждую скважину оборудуем струйным насосом (СН-ЗМ) с вымываемой вставкой. Вымываемая вставка струйного насоса (СН-ЗМ) применяется в нагнетательных и эксплуатационных скважинах для очистки фильтрационных каналов, для создания условий фильтрации и для испытания пласта.
Нагнетательные скважины осваивают плавным возрастанием регулируемых депрессионных воздействий в диапазоне от 0° до 90°, а затем вымывают вставку из струйного насоса, на ее место устанавливают вымываемую перекрываемую вставку и осуществляют закачку в скважины агента, т.е. осуществляют регулируемое репрессионное воздействие (нагнетание) агента, например жидкости, с учетом ориентации фильтрационных каналов.
При уменьшении или прекращении приемистости пласта нагнетательной скважины в струйный насос устанавливается вымываемая вставка, при этом НКТ не поднимается, и осуществляется очистка фильтрационных каналов от кольматанта в полном диапазоне с плавным возрастанием регулируемых депрессионных воздействий.
После этого в нагнетательных скважинах, не поднимая НКТ, вымываемую вставку струйного насоса заменяют на вымываемую перекрываемую вставку, которая перекрывает связи отверстий в НКТ с затрубным пространством и устанавливается в корпусе струйного насоса. Затем осуществляют регулируемую закачку агента, например жидкости, в пласт на выбранном режиме в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта. Зависимость заключается в том, что вовлекаются в работу все ориентации фильтрационных каналов по вскрытому разрезу, и чем ближе ориентация к 0°, тем давление закачки агента больше.
После этого вымывают перекрывающую вставку и устанавливают (не поднимая НКТ) вымываемую вставку струйного насоса, и снова осуществляют регулируемые с плавным возрастанием депрессионные воздействия, затем опять вымывают вставку струйного насоса и устанавливают перекрывающую вставку и возобновляют регулируемое репрессионное воздействие - нагнетание агента на режимах и т.д.
В случае эксплуатации нагнетательной скважины перекрываемая вставка струйного насоса вымывалась на устье, и нагнетательная скважина эксплуатировалась в периодическом регулируемом режиме до обводнения получаемой жидкости - продукции (нефть, газ, газовый конденсат и их смеси) - 95-100%, а затем переводилась в нагнетательную скважину с регулируемым циклическим режимом, т.е. добыча жидкости - продукции (нефть, газ, газовый конденсат и их смеси) осуществлялась в режиме «набор-сброс», где набор - это накопление продукции в скважине, а сброс - это выброс продукции из скважины.
Эксплуатационные скважины также осваиваются плавным возрастанием регулируемых депрессионных воздействий в диапазоне от 0° до 90° на пласт.
При резком уменьшении дебита скважины, не поднимая НКТ, устанавливают вымываемую вставку струйного насоса и осуществляют очистку фильтрационных каналов регулируемыми, с плавным возрастанием, депрессионными воздействиями.
В случае работы эксплуатационной скважины (на собственной пластовой энергии или подаче извне), не поднимая НКТ, вымывают вставку струйного насоса на поверхность и добывающую скважину эксплуатируют в циклическом, регулируемом режиме, т.е. отбирают жидкость - продукцию (нефть, газ, газовый конденсат и их смеси) из пласта в режиме «набор-сброс».
Когда эксплуатационная скважина вводится в эксплуатацию, циклический режим отбора жидкости продукции (нефть, газ, газовый конденсат, их смеси, пластовая вода) регулируется депрессионными воздействиями на продуктивные интервалы.
Иными словами, в случае, когда эксплуатационная скважина работает на собственной пластовой энергии, то вымываемая вставка поднимается на устье и эксплуатационная скважина работает в циклическом, регулируемом режиме. А в случае, когда эксплуатационная скважина не фонтанирует, то поднимается весь струйный насос. Затем скважину оборудуют насосом для подъема жидкости и осуществляют отбор жидкости из скважины в режиме «набор»-«сброс», т.е. эксплуатируют.
Направленные с плавным возрастанием депрессионные воздействия на пласт регулируются по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления в каждой эксплуатационной скважине на каждом этапе депрессионных воздействий, т.е. осуществляют регистрацию изменения уровня жидкости или/и забойного давления. В результате, когда изменения этих показателей не наблюдались, т.е. не регистрировались, это означило, что наступила стабилизация уровня жидкости или/и забойного давления и не было необходимости осуществлять регулируемые с плавным возрастанием депрессионные воздействия.
Вышесказанное иллюстрируется следующими примерами.
На месторождении в Западной Сибири, где продуктивные отложения представлены пластом Ю1, были проведены опытно-промышленные испытания предлагаемого способа, результаты испытания по нагнетательным и эксплуатационным скважинам представлены в таблицах 1, 2, 3.
ПРИМЕР 1:
Скважина - нагнетательная.
Определяем в пласте зоны с доминирующими фильтрационными путями, для этого подставляем в зависимость значения dL = 1,30; 2,30; 0,80; 0,80; 0,80; 1,10 м и dH = -10,0; -7,4; 10,0; 10,0; -10,0 м и получаем К = +5.127е-5; +9.730е-5; +6.500е-5; +0.000e-5; +6.818e-5; и R=1/K.
Полученные данные исследуемых точек нанесли на структурные карты, таким образом выявили и построили зону с доминирующей флюидопроводимостью, а размещаем нагнетательную скважину в зоне с пониженной флюидопроводимостью.
Затем по зависимости ΔРα кр.=ΔPкр.(1+α) определяем ориентацию фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта.
При заданных ΔРα кр. с помощью расходометрии перемещаем прибор, например расходомер, по вскрытому разрезу и выявляем поступления (уменьшения, увеличения) или прекращение флюида.
При ΔРα кр.=12,0-13,0 МПа было установлено максимальное поступление флюида, а при ΔРα кр.=15,0 МПа и более было установлено прекращение поступление флюида, которое возобновилось при депрессии 12,1-13,0 МПа. Эти депрессии соответствуют наклонной ориентации фильтрационных каналов в 24,3°.
При ΔРα кр.=23,0-24,0 МПа угол α (угол наклона фильтрационного канала) = 44,7°.
При ΔРα кр.=34,0-36,0 МПа угол α (угол наклона фильтрационного канала) = 75,8°.
Репрессионные воздействия на пласт регулировались по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе репрессионного воздействия - нагнетания (закачки) агента.
В результате при сопоставлении геолого-геофизического материала и данных расходометрии сделали вывод о наличии мест и ориентации фильтрационных каналов по вскрытому разрезу данной скважины.
Затем провели гидравлический разрыв.
После проведения гидроразрыва пласта скважина была оборудована струйным насосом СН-ЗМ и освоена, вымываемая вставка находилась на устье.
Скважину пустили в работу 18.04. с приемистостью 70 м3/сут и давление нагнетания на устье составило 15,8 МПа (табл.1). Через 10 суток было отмечено более существенное уменьшение расхода нагнетаемого агента до 52 м3/сут и давление нагнетания составило 16,0 МПа, затем еще снижение до 36 м3/сут - 10 м3/сут. Скважина была остановлена, и в течение 7 часов проводились работы струйным насосом СН-3М по декольматации и интенсификации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта для этого была спущена и установлена вымываемая вставка и в выходящей продукции на устье были отмечены механические примеси (буровой раствор, кусочки породы и т.п.) в количестве, в начале декольматации 38 мг/л, а в конце до 0,5-0 мг/л. После этих работ из струйного насоса вымывается вставка, а на ее место устанавливается перекрывающая вставка, и продолжается процесс нагнетания агента - жидкости с приемистостью 70 м3/сут нагнетаемого агента.
Через 69 суток вновь было отмечено уменьшение приемистости - 53 м3/сут и за 5 суток до 7 м3/сут, при этом давление нагнетания увеличилось до 16, 5 МПа.
Скважину остановили и в течение 5 часов проводились работы по декольматации и интенсификации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта, для этого была вновь спущена и установлена вымываемая вставка в струйный насос.
После этого в выходящей продукции на устье вновь были отмечены механические примеси (буровой раствор, кусочки породы и т.п.) в количестве, в начале декольматации 21 мг/л и в конце до 0,8-0 мг/л. Затем вымывается вставка, а на ее место устанавливается перекрывающая вставка.
Скважину опять запустили в работу с постоянным расходом нагнетаемого агента 72-70 м3/сут и давлением нагнетания на устье 15,8-15,7 МПа.
Скважина работает до настоящего времени.
ПРИМЕР 2:
Скважина - эксплуатационная, отбор жидкости из пласта в режиме циклического отбора «набор-сброс».
Iй цикл.
Темп накопления - «набора» продукции в скважине (табл.2) регистрировался по изменению уровня жидкости и забойного давления за определенный промежуток времени. Так, после остановки скважины уровень жидкости с 1953 м вырос за 20 минут до 1915 м, таким образом темп роста составил 38 м, при этом темп роста забойного давления составил 0,5 МПа.
Следующий рост уровня жидкости за 20 минут составил 1862 м, т.е. рост его составил 53 м, при этом темп роста забойного давления составил 0,5 МПа. Далее через 20 минут уровень жидкости в скважине составил 1821 м, темп роста его составил 41 м, а темп роста забойного давления - 0,2 МПа. Через 3 часа 20 минут темп изменения уровня жидкости составлял 1 м за 20 минут, при этом темп изменения забойного давления не наблюдался, т.е. стабилизировался.
Было принято решение осуществлять «сброс» - выброс продукции - нефти из скважины.
Темп выброса продукции из скважины регистрировался также по изменению уровня жидкости и забойного давления за определенные промежутки времени, например 20 минут. Так, после пуска скважины уровень жидкости с 1704 м упал до 1766 м за 20 минут, при этом темп падения уровня жидкости составил 62 м, а темп падения забойного давления 0,5 МПа.
Через два часа наступила стабилизация при уровне жидкости в скважине 1951 м, так темп падения уровня жидкости за каждые последующие точки (по 20 минут) составил 1 м, а темп изменения забойного давления не менялся существенно:
при уровне 1951 м - 5,75 МПа,
при уровне 1954 м - 5,7 МПа,
при уровне 1958 м - 5,7 МПа.
Скважина оставлена для набора.
IIй цикл.
Темп накопления - «набор» продукции в скважине также регистрировался по изменению уровня жидкости и забойного давления каждые 20 минут. Так стабилизация набора уровня жидкости в скважине и забойного давления наступили через 3 часа 20 минут (на уровне 1721 м и 1718 м).
Было принято решение о выбросе - «сбросе» продукции из скважины.
Темп выброса продукции из скважины также регистрировался по изменению уровня жидкости и забойного давления в скважине. Начало стабилизации темпа изменения уровня жидкости и забойного давления наступило через 2 часа 20 минут (уровень жидкости 1946 м), т.к. при уровнях жидкости 1949 м и 1951 м изменения не существенны, то скважина остановлена на следующее накопление - «набор», и процесс продолжается.
ПРИМЕР 3:
Скважина-эксплуатационная (табл.3).
Определяем в пласте зоны с доминирующими фильтрационными путями для этого подставляем в зависимость значения dL = 1,30; 2, 30; 0,80; 0,80; 0,80; 1,10 м и dH = -10,0; -7,4; 10,0; 10,0; -10,0 м и получаем К = +5.127е-5; +9.730е-5; +6.500е-5; +0.000е-5; +6.818е-5; и R=1/K. Полученные данные исследуемых точек нанесли на структурные карты, таким образом выявили и построили зону с доминирующими фильтрационными путями, где разместили эксплуатационную скважину.
Затем по зависимости ΔРα кр.=ΔРкр.(1+α) определяем ориентацию фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта.
Для этого подставляем данные табличные ΔРкр.=7,0; 15,7; 23,1; 34,5, которые установили при воздействии на пласт плавными регулируемыми депрессиями, начиная с малых с учетом горных нагрузок на флюидопроводящие (фильтрационные) каналы в диапазоне от 0° до 90° ориентации в зависимость и установили угол α=0,3°(0,435), 25,2°(0,785), 44,4°(1,308), 75,7°(0,57).
Депрессионные воздействие на пласт регулировались по стабилизации уровня жидкости в эксплуатационной скважине и забойного давления на каждом этапе депрессионного воздействия.
Затем провели гидравлический разрыв.
После проведения гидроразрыва пласта скважина была оборудована струйным насосом СН-3М и освоена, вымываемые вставки находились на устье.
Скважина работала в режиме «набор-сброс» циклически без наличия механических примесей в продукции и с дебитом нефти 18,1 т/сут. С 21 цикла установлено появление механических примесей. На 38 цикле было установлено резкое падение суточного дебита 12,0 т/сут, а на 41 - до 9,5 т/сут и увеличение механических примесей в продукции до 27,0 мг/л. Поэтому была осуществлена посадка вымываемой вставки в корпус струйного насоса и в течение 5 часов проводились работы струйным насосом по декольматации и интенсификации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта.
После этого вынос механических примесей отсутствовал. Вставка после этого вымывалась на устье и скважину запускали в работу в циклическом режиме «набор-сброс».
На 28 и 29 цикле работы в скважине было снова зафиксировано появление механических примесей - 5, мг/л в продукции скважины. И при резком уменьшении дебита нефти - 0,9 т/цикл и 8,6 т/сут увеличился выход механических примесей - 31,0 мг/л, снова были проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта в течение 3 часов.
Вынос механических примесей отсутствовал.
Скважина снова была пущена в работу в циклическом режиме «набор-сброс». На 44 м цикле в продукции опять установлены механические примеси - 11, 3 мг/л, дебит нефти уменьшился и составил 13,5 т/сут. На 55 цикле дебит продукции резко уменьшился и составил 7,3 т/сут, а механические примеси - 34,0 мг/л.
Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта в течение 3 часов. Вынос механических примесей отсутствовал. Скважина была пущена в работу в циклическом режиме «набор-сброс», и появление механических примесей не установлено.
Использование прелагаемого нами СПОСОБа позволило учитывать влияние полного диапазона ориентации фильтрационных каналов (от 0° до 90°) к горным нагрузкам при создании регулируемых с плавным возрастанием депрессионных воздействий по скважинам, что в свою очередь позволило повысить коэффициент извлечения нефти и увеличить охват и нефтеотдачу анизатропного пласта.
Для практической работы использованы приемы численного дифференцирования функции с решением задачи на ПЭВМ.
| таблица 1 Результаты регистрации изменения (стабилизации) расхода жидкости по нагнетательным скважинам | ||||||||
| Дата | Давление на устье, МПа | Расход, м3/сут | Дата | Давление на устье, МПа | Расход, м3/сут | Дата | Давление на устье, МПа | Расход, м3/сут |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Скважина-1112 | Скважина-1142 | Скважина-1223 | ||||||
| 18.04 | 15,8 | 70 | 12.06 | 16,2 | 108 | 10.07 | 16,0 | 66 |
| 19.04 | 15,6 | 70 | 16.06 | 16,4 | 89 | 13.07 | 16,0 | 65 |
| 22.06 | 16,45 | 62 | 16.07 | 16,2 | 48 | |||
| 24.04 | 15,9 | 65 | 25.06 | 16,6 | 33 | 21.07 | 16,5 | 13 |
| 27.04 | 16,0 | 52 | 30.06 | 16,8 | 11 | 26.07 | 16,6 | 5-1 |
| 28.04 | 16,1 | 36 | 02.07 | 16,8 | 3-1 | *в течение 5 часов | ||
| 03.05 | 16,2 | 10 | *в течение 4 часов | 27.07 | 16,0 | 65 | ||
| *в течение 7 часов | 03.07 | 16,3 | 110 | 28.07 | 16,0 | 65 | ||
| 04.07 | 16,3 | 108 | 30.07 | 16,0 | 65 | |||
| 05.07 | 16,2 | 108 | ||||||
| 06.07 | 16,3 | 110 | 10.08 | 16,2 | 41 | |||
| 04.05 | 15,7 | 70 | 11.08 | 16,4 | 30 | |||
| 05.05 | 15,8 | 70 | 14.09 | 16,4 | 95 | 13.08 | 16,5 | 17 |
| 06.05 | 15,8 | 72 | 17.09 | 16,4 | 79 | 15.08 | 16,6 | 8 |
| 22.09 | 16,5 | 53 | *в течение 5 часов | |||||
| 11.07 | 15,9 | 53 | 23.09 | 16,7 | 29 | 17.08 | 16,0 | 65 |
| 14.07 | 16,0 | 29 | 24.09 | 16,7 | 15 | 18.08 | 16,0 | 65 |
| 15.07 | 16,4 | 17 | 26.09 | 16,8 | 7 | 20.08 | 16,1 | 66 |
| 16.07 | 16,5 | 7 | *в течение 4 часов | |||||
| *в течение 5 часов | 27.09 | 16,3 | 109 | 01.09 | 16,0 | 65 | ||
| 17.07. | 15,8 | 72 | 28.09 | 16,3 | 110 | 04.09 | 16,1 | 66 |
| 18.07 | 15,7 | 71 | 29.09 | 16,2 | 110 | 08.09 | 16,1 | 65 |
| 19.07 | 15.8 | 72 | 30.09 | 16,3 | 109 | |||
| 20.07 | 15,8 | 70 | 01.10 | 16,3 | 110 | |||
| * Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации (приемистости) флюидопроводящих путей в течение _ часов. Вынос механических примесей закончился. Вставка вымывается, скважина переведена в режим нагнетания без подъема НКТ. |
| таблица 2 Результаты регистрации изменения (стабилизации) уровня и забойного давления в эксплуатационных скважинах | |||||||
| Время, мин | Уровень, м | Темп изменения | Время, мин | Уровень, м | Темп изменения | ||
| Нуровня, | Pзабойное | Hуровня | Pзабойное | ||||
| M/t | МПа/t | M/t | МПа/t | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Скважина-1236 | Скважина-1118 | ||||||
| «НАБОР» | «НАБОР» | ||||||
| 0 | 1953 | - | 5,9 | 0 | 1863 | - | 6,7 |
| 20 | 1915 | 38 | 6,4 | 20 | 1800 | 63 | 7,2 |
| 40 | 1862 | 53 | 6,9 | 40 | 1725 | 75 | 7,6 |
| 60 | 1821 | 41 | 7,1 | 60 | 1673 | 52 | 7,9 |
| 80 | 1788 | 33 | 7,3 | 80 | 1631 | 42 | 8,1 |
| 100 | 1763 | 25 | 7,4 | 100 | 1598 | 33 | 8,35 |
| 120 | 1744 | 19 | 7,55 | 120 | 1574 | 24 | 8,5 |
| 140 | 1729 | 15 | 7,6 | 140 | 1555 | 19 | 8,6 |
| 160 | 1720 | 9 | 7,7 | 160 | 1543 | 12 | 8,7 |
| 180 | 1715 | 5 | 7,8 | 180 | 1535 | 8 | 8,75 |
| 200 | 1712 | 3 | 7,85 | 200 | 1528 | 7 | 9,0 |
| 220 | 1708 | 4 | 7,9 | 220 | 1523 | 5 | 9,2 |
| 240 | 1704 | 4 | 7,9 | 240 | 1519 | 4 | 9,2 |
| «СБРОС» | 260 | 1515 | 4 | 9,25 | |||
| «СБРОС» | |||||||
| 0 | 1704 | - | 7,9 | 0 | 1515 | - | 9,25 |
| 20 | 1766 | 62 | 7,4 | 20 | 1574 | 59 | 8,9 |
| 40 | 1839 | 73 | 7,2 | 40 | 1651 | 77 | 8,1 |
| 60 | 1905 | 66 | 6,8 | 60 | 1722 | 71 | 7,2 |
| 80 | 1936 | 31 | 6,4 | 80 | 1785 | 63 | 6,9 |
| 100 | 1946 | 10 | 5,85 | 100 | 1824 | 39 | 6,85 |
| 120 | 1951 | 5 | 5,75 | 120 | 1845 | 21 | 6,8 |
| 140 | 1954 | 3 | 5,7 | 140 | 1854 | 9 | 6,75 |
| 160 | 1958 | 4 | 5,7 | 160 | 1858 | 4 | 6,7 |
| «НАБОР» | 180 | 1862 | 4 | 6,7 | |||
| «НАБОР» | |||||||
| 0 | 1958 | - | 5,7 | 0 | 1862 | - | 6,7 |
| 20 | 1918 | 40 | 6,1 | 20 | 1795 | 67 | 7,3 |
| 40 | 1867 | 51 | 6,5 | 40 | 1722 | 73 | 7,87 |
| 60 | 1824 | 43 | 6,8 | 60 | 1666 | 56 | 8,45 |
| 80 | 1729 | 35 | 7,0 | 80 | 1626 | 40 | 8,63 |
| 100 | 1766 | 23 | 7,3 | 100 | 1594 | 32 | 8,78 |
| 120 | 1749 | 17 | 7,55 | 120 | 1572 | 22 | 8,9 |
| 140 | 1738 | 11 | 7,6 | 140 | 1554 | 18 | 8,95 |
| 160 | 1730 | 8 | 7,7 | 160 | 1544 | 10 | 9,05 |
| 180 | 1724 | 6 | 7,75 | 180 | 1537 | 7 | 9,10 |
| 200 | 1721 | 3 | 7,8 | 200 | 1532 | 5 | 9,15 |
| 220 | 1718 | 3 | 7,8 | 220 | 1528 | 4 | 9,2 |
| 240 | 1715 | 3 | 7,85 | 240 | 1524 | 4 | 9,25 |
| «СБРОС» | 260 | 1520 | 4 | 9,26 | |||
| «СБРОС» | |||||||
| 0 | 1715 | - | 7,85 | 0 | 1520 | - | 9,26 |
| 20 | 1768 | 53 | 7,3 | 20 | 1581 | 61 | 8,7 |
| 40 | 1836 | 68 | 7,15 | 40 | 1656 | 75 | 7,85 |
| 60 | 1886 | 50 | 6,7 | 60 | 1725 | 69 | 7,05 |
| 80 | 1922 | 36 | 6,35 | 80 | 1789 | 64 | 6,95 |
| 100 | 1936 | 14 | 6,0 | 100 | 1830 | 41 | 6,9 |
| 120 | 1942 | 6 | 5,85 | 120 | 1853 | 23 | 6,85 |
| 140 | 1946 | 4 | 5,74 | 140 | 1861 | 8 | 6,76 |
| 160 | 1949 | 3 | 5,75 | 160 | 1865 | 4 | 6,7 |
| 180 | 1951 | 3 | 5,8 | 180 | 1869 | 4 | 6,7 |
| таблица 3 Результаты экспериментальных испытаний разработанной технологии по скважине Салымского месторождения | |||||
| № цикла | Время, мин | Дебит нефти, т | Кол-во мех. примесей, мг/л | ||
| Появление жидкости | Выброса (общее) | За цикл | За сутки | ||
| Эксплуатация в режиме «набор-сброс» | |||||
| 21 | 12 | 137 | 2,1 | 18,0 | 6,0 |
| 29 | 15 | 141 | 2,0 | 17,2 | 12,5 |
| 33 | 11 | 159 | 1,8 | 14,0 | 19,0 |
| 38 | 19 | 183 | 1,5 | 12,0 | 24,0 |
| 41 | 23 | 185 | 1,4 | 9,5 | 27,0 |
| Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации притоков в течение 5 часов. Выноса мех. примесей нет. Переведена в эксплуатацию в режиме «набор-сброс» | |||||
| 1 | 85 | 125 | 2,2 | 18,1 | 0,04 |
| 2 | 70 | 122 | 2,0 | 18,0 | Отсутствует |
| 3 | 9 | 120 | 2,2 | 18,2 | Отсутствует |
| 4 | 11 | 124 | 1,9 | 17,8 | Отсутствует |
| 5 | 8 | 122 | 2,0 | 18,0 | Отсутствует |
| 29 | 13 | 130 | 2,0 | 17,5 | 5,0 |
| 34 | 18 | 168 | 1,5 | 16,2 | 3,7 |
| 43 | 21 | 195 | 1,3 | 13,5 | 11,0 |
| 44 | 20 | 212 | 1,4 | 13,0 | 19,0 |
| 48 | 22 | 245 | 1,1 | 10,4 | 24,0 |
| 50 | 21 | 244 | 0,9 | 8,6 | 31,0 |
| Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации притоков в течение 3 часов. Выноса мех. примесей нет. Переведена в эксплуатацию в режиме «набор-сброс» | |||||
| 1 | 10 | 122 | 2,0 | 18,2 | Отсутствует |
| 2 | 11 | 125 | 2,2 | 18,0 | 0,07 |
| 3 | 8 | 123 | 2,1 | 18,3 | Отсутствует |
| 4 | 95 | 122 | 2,0 | 18,0 | Отсутствует |
| 39 | 19 | 170 | 1,6 | 15,4 | 0,8 |
| 44 | 23 | 201 | 1,1 | 13,5 | 11,3 |
| 49 | 27 | 245 | 0,8 | 10,2 | 24,0 |
| 55 | 21 | 284 | 0,5 | 7,3 | 34,0 |
| 57 | 23 | 280 | 0,6 | 5,6 | 30,5 |
| Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации притоков в течение 3 часов. Выноса мех. примесей нет. Переведена в эксплуатацию в режиме «набор-сброс» | |||||
| 1 | 95 | 124 | 2,0 | 18,0 | Отсутствует |
| 2 | 11 | 123 | 2,1 | 18,1 | Отсутствует |
| 3 | 10 | 122 | 2,2 | 18,1 | 0,05 |
| 4 | 8 | 122 | 2,0 | 19,0 | Отсутствует |
1. Способ разработки нефтегазовой залежи, включающий размещение эксплуатационных скважин в зоне с доминирующими фильтрационными каналами и нагнетательных скважин в зонах с пониженной флюидоприемистостью, закачку агента в скважины и отбор жидкости, отличающийся тем, что дополнительно в пласте определяют ориентацию фильтрационных каналов, проводят гидравлический разрыв пласта с закреплением каналов, скважины оборудуют струйным насосом с вымываемой вставкой и в скважинах осуществляют очистку фильтрационных каналов с возрастанием депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируют по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе воздействия, а в нагнетательной скважине регулируют по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия, закачку агента в скважины регулируют в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта - чем ближе ориентация к 0°, тем давление закачки агента больше, а отбор жидкости из пласта осуществляют в режиме циклического отбора «набор-сброс».
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что зоны с доминирующими фильтрационными каналами в пласте определяют по структурной карте.
