Способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи. Способ включает начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, на котором применяют методы увеличения нефтеотдачи – МУН. По способу предусматривают определение критерия начала ввода МУН. Для этого строят графические зависимости отношений объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации - эталонный график, далее - к прогнозной величине накопленной добычи нефти, затем - к величине фактической накопленной добычи этой скважины. После этого совмещают полученные графики. Во время эксплуатации скважины устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного и фактического изменения отношений объема начальных извлекаемых запасов. Это расхождение графиков определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины. При этом основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения графиков эталонного и фактического изменения указанных отношений во времени. 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к способам повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Под стадией разработки нефтяного месторождения понимается временной интервал различных этапов эксплуатации, характеризующийся разной величиной накопленной добычи и темпом ее изменения (рост - падение) (В.Л. Кацюбинский, Р.Х. Муслимов. О стадиях разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство, М., 1996 г., №4, стр. 78-85).

Весь период разработки согласно известному методу делится на стадии эксплуатации: в естественном режиме - стадии I, II и III, а затем стадии эксплуатации в искусственном режиме - IV, на этапе которой применяются различные технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) или то же, что и методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Известен метод, который предусматривает несколько иную стадийность разработки нефтяного месторождения, по которому I стадия выделяется как начальная стадия разбуривания площади месторождения под сетку эксплуатационных скважин, II стадия - эксплуатация скважин за счет собственной энергии пласта, обусловленной напором пластовых вод (упруговодонапорный режим), либо давлением газовой шапки (упругогазонапорный режим. По известной классификации I и II стадии относятся к начальному периоду эксплуатации. Все последующие стадии относятся к завершающему периоду эксплуатации (Ю.А. Гуторов, A.M. Гареев. О возможности реализации системного подхода при решении проблемы повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. // Нефтепромысловое дело. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 2013 г., №2, стр. 27-29).

Введение понятия стадийности разработки позволяет обоснованно выбирать тот вид МУН, который может дать наилучший эффект именно на конкретной стадии, руководствуясь при этом выборе графиком динамики величины среднего дебита по годам.

Несвоевременный переход на применение МУН, несоответствующего текущему состоянию разработки нефтяного месторождения, может привести к резкому падению продуктивности добывающих скважин, которое в некоторых случаях имеет необратимый характер, и может привести к невосполнимым потерям запасов, которые неизбежно перейдут в категорию трудноизвлекаемых.

Так, несвоевременный ввод режима МУН на III стадии может привести к извлечению только 15% активных запасов, а несвоевременный ввод режима МУН, основанных на виброударных технологиях на IV стадии, - к извлечению только 20% от активных запасов (Ю.А. Гуторов, A.M. Гареев. О возможности реализации системного подхода при решении проблемы повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. // Нефтепромысловое дело. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 2013 г., №2, стр. 27-29).

К недостаткам известного метода относится неопределенность диагностических критериев, обеспечивающих своевременный ввод в действие методов МУН, соответствующих каждой стадии текущего состояния разработки месторождений.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности методов МУН за счет более своевременного ввода их в действие.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, включающем начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, в течение которого применяют методы увеличения нефтеотдачи - МУН, в отличие от известного, для определения критерия начала ввода МУН строят эталонную графическую зависимость (эталонное изменение) отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации по формуле:

,

где Q_{нач. извл} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м³;

Q_{накопл.доб. расч.} - расчетная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, м³;

t - время эксплуатации скважины, мес.;

К_п - коэффициент пористости, %;

К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

К_нас - коэффициент насыщенности, %;

ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

R_к - радиус контура питания, м;

h - мощность продуктивного пласта, м;

r_с - радиус скважины, м;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %.

При установлении снижения темпа выработки запасов конкретной эксплуатационной скважины, определяемого согласно построенному графику, на данной скважине применяют методы увеличения нефтеотдачи пласта - МУН, связанные с увеличением поверхности фильтрации призабойной зоны пласта, например бурение горизонтальной скважины - ГС или гидроразрыв пласта - ГРП.

Далее строят прогнозную графическую зависимость (прогнозное изменение), характеризующую отношение объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к прогнозной величине накопленной добычи нефти - Q'_{накопл.доб. прогн.} в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению - ГС или гидроразрыву пласта - ГРП, по формуле:

или

где Q_{нач. извл} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м³;

Q'_{накопл.доб. прогн.} - прогнозная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению - ГС или гидроразрыву пласта - ГРП, м³;

t - время эксплуатации скважины, мес.;

К_п - коэффициент пористости, %;

К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

К_нас - коэффициент насыщенности, %;

ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

R_к - радиус контура питания, м;

L_гс - длина горизонтального ствола, м;

или

L_грп - длина трещины разрыва, м;

r_с - радиус скважины, м;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %.

Затем по данным фактических замеров продуктивности конкретной эксплуатационной скважины в реальном режиме времени строят графическую зависимость во времени отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к величине фактической (текущей) накопленной добычи этой скважины - Qʺ_{накопл.доб. факт.} (фактическое изменение).

Далее совмещают полученную графическую зависимость (график) с графическими зависимостями, построенными по формулам (1, 2 или 3), и устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного и фактического изменения вышеуказанных отношений во времени, который определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины, которая будет соответствовать положению схождения графиков прогнозного и фактического изменения вышеуказанных отношений. Далее, основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения эталонного и фактического изменения указанных графиков во времени.

На фигуре представлен пример совмещенных графических зависимостей: эталонного, прогнозного и фактического изменений отношений (безразмерная величина) во времени (t) объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл} к расчетной величине накопленной добычи - Q_{накопл.доб. расч.} (кривая 1), к прогнозной величине - Q'_{накопл.доб. прогн.} (кривая 2) и к величине фактической (текущей) накопленной добычи - Qʺ_{накопл.доб. факт.} (кривая 3).

Известно, что выработка запасов нефти эксплуатационными скважинами на нефтяных месторождениях происходит в пределах некоторого «радиуса питания» - R_к, который ограничивает определенный круговой контур вокруг скважины, называемый «контуром питания» (Ш.К. Гиматудинов / Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974 г.).

Количество запасов нефти - Q_{нач. зап} в пределах «контура питания» подсчитывают, используя объемный метод, когда, зная эффективную нефтенасыщенную мощность пласта - h, определяют его объем в пределах «радиуса питания» - R_к, который умножают на коэффициент пористости - К_п, и на величину коэффициента нефтенасыщенности - К_нас.

Чтобы определить долю от этого объема, определяемого как начальные извлекаемые запасы - Q_{нач. извл.}, добываемой с помощью применяемой технологии, Q_{нач. зап} умножают на коэффициент извлечения нефти - К_кин, по формуле:

где Q_{нач. извл} - начальные извлекаемые запасы, м³;

К_п - коэффициент пористости, %;

R_к - радиус контура питания, м;

h - мощность продуктивного пласта, м;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %;

π - постоянное число;

К_нас - коэффициент насыщенности, %.

Ежесуточная (текущая) расчетная величина добычи нефти - Q_{доб. расч.} из конкретной скважины рассчитывается с помощью известной формулы Дюпюи (Ш.К. Гиматудинов / Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974 г.):

,

где К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

R_к - радиус контура питания, м;

r_с - радиус скважины, м;

h - мощность продуктивного пласта, м.

Текущая накопленная расчетная добыча нефти - Q_{накопл.доб. расч} будет зависеть от времени t, прошедшего с момента пуска пласта в эксплуатацию, согласно формуле:

Известно, что для сравнения темпа разработки участков месторождения, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, используют зависимость отношения Q_{нач. извл.} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины к Q_{накопл.доб. расч} - текущая накопленная расчетная добыча нефти (Д.А. Эфрос, Р.Г. Аллахвердиева. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных скважин по данным моделирования» // Труды ВНИИ, М., Гостоптехиздат, Вып. X, 1957 г.).

Формула указанного отношения имеет вид:

,

где Q_{нач. извл} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м³;

Q_{накопл.доб. расч.} - расчетная величина накопленной добычи нефти, в зависимости от времени эксплуатации, м³;

t - время эксплуатации скважины, мес.;

К_п - коэффициент пористости, %;

К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

К_нас. - коэффициент насыщенности, %;

ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

R_к - радиус контура питания, м;

h - мощность продуктивного пласта, м;

r_с - радиус скважины, м;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %.

Графическая зависимость, построенная по формуле (1), представляет собой гиперболу, которая на прилагаемой фигуре обозначена как кривая - 1.

Данная зависимость характеризует минимальный темп выработки (истощения) запасов нефти в пределах радиуса контура питания R_к продуктивного пласта конкретной эксплуатационной скважины.

Общепринятой практикой повышения нефтеотдачи продуктивных пластов - ПНП является увеличение поверхности фильтрации пласта, которое достигается с помощью современных технологий бурения горизонтальных стволов - ГС (А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. // М., Недра, 1977) или применением технологии гидроразрыва пласта - ГРП (Р.Д. Каневская. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. // М., Недра, 1999). (А также: Ю.А. Гуторов, Л.Р. Фурсова. Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор: Учеб. пособие // Нефтегазовое дело., Вып. №3, 2013).

В случаях применения указанных технологий добыча нефти возрастает во столько раз, во сколько раз длина горизонтального ствола - L_гс или длина трещины разрыва - L_грп больше мощности h продуктивного пласта.

Соответственно, при замене величины h в формуле (6) на величины L_гс или L_грп получаем большую величину Q'_{накопл.доб. прогн} - прогнозная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации, во столько раз, во сколько раз величины L_гс или L_грп больше мощности h продуктивного пласта.

В этом случае формула (6) принимает следующий вид:

или

.

Подставляя полученные величины (8) или (9) в формулу (1), мы получаем зависимость, характеризующую отношение объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к большей прогнозной величине накопленной добычи нефти - Q'_{накопл.доб. прогн} в зависимости от времени эксплуатации скважины после применения ГРП или ГС по формулам:

или

где Q_{нач. извл} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м³;

Q'_{накопл.доб. прогн} - прогнозная величина накопленной добычи нефти в скважине после ГРП или ГС в зависимости от времени эксплуатации, в м³;

t - время эксплуатации скважины, мес.;

К_п - коэффициент пористости, %;

К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

К_нас - коэффициент насыщенности, %;

ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

R_к - радиус контура питания, м;

L_гс - длина горизонтального ствола, м;

или

L_грп - длина трещины разрыва, м;

r_с - радиус скважины, м;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %.

Длина горизонтального ствола - L_гс определяется техническим заданием по проводке горизонтальной скважины, а длина трещины разрыва - L_грп при ГРП определяется расчетным путем либо по данным геофизических исследований скважины - ГИС.

Графическая зависимость, построенная по формуле 10 или по формуле 11, представляет собой гиперболу, которая на прилагаемой фигуре обозначена как кривая - 2, которая отражает прогнозную динамику добычи нефти конкретной эксплуатационной скважины с ГС или ГРП.

На практике фактическая накопленная добыча - Qʺ_{накопл.доб. факт} в процессе достаточно продолжительной эксплуатации продуктивного пласта существенно отличается от величины прогнозной накопленной добычи нефти - Q'_{накопл.доб. прогн.}

Такое расхождение объясняется необратимыми изменениями, происходящими в призабойной зоне пласта - ПЗП под влиянием кольматационных процессов и охлаждением пласта, что требует проведения необходимых МУН по воздействию на ПЗП с целью восстановления начальной проницаемости - К_пр и вязкости нефти - μ.

Для своевременного ввода МУН по восстановлению первоначальных свойств ПЗП, в процессе эксплуатации конкретной скважины по данным фактических замеров добычи этой скважины в реальном времени строят график отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины - Q_{нач. извл}, к величине фактической накопленной добыче этой скважины - Qʺ_{накопл.доб. факт}, который представляет собой кривую, обозначенную на прилагаемой фигуре поз. 3.

Для восстановления начальной проницаемости - К_пр и вязкости нефти - μ в ПЗП конкретной скважины проводят мероприятия по осуществлению МУН, время для которых выбирают исходя из данных, представленных на графике с построенными кривыми 1, 2 и 3. Для этого во время мониторинга изменения величин Qʺ_{накопл.доб. факт}, которые проводят в режиме реального времени при фактических приборных замерах продуктивности скважины, устанавливают момент расхождения кривых 3 и 1 (на графике точка обозначена «б»), что является признаком начала необратимых изменений проницаемости - К_пр и вязкости нефти - μ под влиянием кольматационных процессов и охлаждения пласта в ПЗП, в результате чего продуктивность скважины падает. Проведенные в данный момент времени мероприятия МУН позволяют восстановить К_пр и μ, в результате продуктивность скважины увеличивается, что приведет к схождению кривых 2 и 3 в точке «в» на представленном графике.

При дальнейшей эксплуатации конкретной скважины процессы кольматации приводят к повторному снижению К_пр и μ, что отражается на графике расхождением кривых 2 и 1 в точке «г», что является признаком для повторного проведения МУН с целью восстановления продуктивности скважины. Признаком успешности проведения МУН является последующее схождение кривых 2 и 3 в точке «д».

При дальнейшей эксплуатации конкретной скважины процесс расхождения указанных кривых повторится в некоторой точке «е», что служит признаком для начала очередного проведения мероприятий МУН.

Таким образом, этапы расхождения и схождения кривых, отражающих фактическую и прогнозную продуктивность скважины, будут повторяться при дальнейшей эксплуатации скважины, что позволяет своевременно приступать к осуществлению мероприятий МУН по восстановлению свойств ПЗП конкретной эксплуатационной скважины и повысить их технологическую эффективность.

Способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, включающий начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, на котором применяют методы увеличения нефтеотдачи - МУН, отличающийся тем, что для определения критерия начала ввода МУН на каждой из выбранных стадий строят эталонную графическую зависимость отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации, по формуле:

где Q_{нач. извл} - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м³;

Q_{накопл.доб. расч.} - расчетная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, м³;

К_п -коэффициент пористости, %;

К_кин - коэффициент извлечения нефти, %;

К_нас - коэффициент насыщенности, %;

h - мощность продуктивного пласта, м;

R_к - радиус контура питания, м;

μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;

r_с - радиус скважины, м;

К_пр - коэффициент проницаемости, мкм²;

ΔР - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;

t - время эксплуатации скважины, мес.,

при установлении снижения темпа выработки запасов конкретной эксплуатационной скважины, определяемого согласно построенному графику, на данной скважине применяют МУН, связанные с увеличением поверхности фильтрации призабойной зоны пласта, например бурение горизонтальной скважины или гидроразрыв пласта, далее строят прогнозную графическую зависимость, характеризующую отношение объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к прогнозной величине накопленной добычи нефти - Q'_{накопл.доб. прогн.} в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению или гидроразрыву пласта, по формулам:

или

где Q'_{накопл.доб. прогн.} - прогнозная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению или гидроразрыву пласта, м³;

L_гс - длина горизонтального ствола, м;

L_грп - длина трещины разрыва, м,

затем по данным фактических замеров продуктивности конкретной эксплуатационной скважины в режиме реального времени строят графическую зависимость во времени отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к величине фактической накопленной добычи этой скважины - Q''_{накопл.доб. факт}. и совмещают с ранее полученными графиками по формулам (1, 2 или 3), далее устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного, построенного по формуле (1), и фактического изменения отношений объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q_{нач. извл}, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к величине фактической накопленной добычи этой скважины - Q''_{накопл.доб. факт} во времени, и который определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины, которая будет соответствовать положению схождения графиков прогнозного, построенного по формуле (2) или (3) и фактического изменения вышеуказанных отношений, при этом основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения графиков эталонного и фактического изменения указанных отношений во времени.