Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи. Техническим результатом является снижение уровня обводненности и увеличение добычи нефти за счет предупреждения процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы. Способ разработки нефтяной залежи путем циклического заводнения пласта через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины включает расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе. Нефтяную залежь разбивают на треугольники, выбирают нагнетательные скважины с близкими значениями величин приемистости. Циклическое воздействие на добывающую скважину осуществляют нагнетанием воды через выбранные нагнетательные скважины. Периодически отключают одну из трех нагнетательных скважин вокруг добывающей скважины для изменения направления циклического воздействия. Определяют длительность первого периода циклического воздействия по приведенному математическому выражению. Определяют время начала реагирования добывающей скважины. Проводят первый период цикла с последующей установкой длительности второго и третьего периодов. Определяют темп роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в добывающих скважинах в начале и конце каждого периода. Длительность периодов в последующих циклах уменьшают пропорционально приросту темпов роста агрегативной устойчивости от минимальной величины, но не менее времени реагирования добывающей скважины на циклическое воздействие. Выявляют добывающие скважины, расположенные в зонах повышенной трещиноватости, осложненные присутствием в пробах скважинной жидкости водонефтяной эмульсии. Осуществляют деэмульсацию добывающих скважин, имеющих близкие значения темпов роста агрегативной устойчивости. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может применяться при разработке обводненной нефтяной залежи.

В настоящее время, более 87% добычи нефти осуществляется с применением систем поддержания пластового давления. Проведенные специальные исследования показали, что 1/3 запасов нефти в стране сосредоточены на месторождениях, разработка которых может проводиться только с применением интенсивных методов воздействия на продуктивные пласты. Системы размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин для интенсификации заводнения были впервые предложены в 1962 г. Непримеровым Н.Н. и Молоковичем Ю.М. [Молокович Ю.М., Непримеров Н.Н. К вопросу о расстановке скважин при внутриконтурной выработке нефтяных пластов.- В кн.: Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Казань, Изд-во КГУ, 1962. - С. 39-46]. Промысловая практика показывает, что эксплуатация нефтяных месторождений Волго-Уральского региона с использованием интенсивных систем заводнения характеризуется значительным переходом скважин действующего фонда в осложненный фонд, обусловленный выпадением солей, отложениями комплекса парафиносмолистоасфальтеновых веществ, гидратов, обводнением и эмульсификацией скважинной продукции. К одним из наиболее серьезных осложнений и проблем при добыче и транспорте нефти относятся обводнение и эмульсификация, наряду с тенденцией снижения эффективности проводимых работ по данным направлениям. Извлечение большого количества воды при обводнении скважинной продукции требует компенсации, поэтому растут объемы закачки воды, как за счет увеличения количества нагнетательных скважин, так и за счет увеличения объемов закачки в каждую скважину.

Снижение уровня обводненности и объемов компенсационной закачки для поддержания пластового давления позволяет достигать способ циклического заводнения пластов через нагнетательные скважины, в рамках семиточечной геометрии размещения скважин (RU №2299318, выбран в качестве прототипа). Изменение давлений нагнетания (объемов закачки) в течение цикла осуществляется чередованием включения скважин, находящихся в вершинах треугольника, охватывающего добывающую скважину, при этом поочередно в выбранном направлении включают по две скважины, расположенные на одной стороне треугольника. Способ обеспечивает включение в разработку невыработанных зон нефтяной залежи между нагнетательными скважинами. Основным недостатком способа является недостаточная высокая достоверность обоснования длительности периодов цикла в условиях выработки трещиновато-пористых коллекторов. Обоснование длительности периодов цикла производится в каждом конкретном случае в зависимости от коллекторских свойств и расстояния от линии нагнетания до добывающей скважины по формуле

где κ - средняя пьезопроводность пласта, - квадрат расстояния от линии нагнетания до линии отбора (ширина зоны воздействия) [Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты.- М.: Недра, 1988. - 121 с.]. В случае трещиноватого пласта пьезопроводность может изменяться в среднем на порядок, и расчеты длительности периода цикла с применением данной формулы становятся не корректными и не достоверными.

Кроме того, при обосновании длительности периодов цикла не учитываются процессы диспергирования и эмульгирования фаз в условиях микронеоднородных и трещиновато-пористых коллекторов, и не предлагается, связанное с этим, решение задачи по обоснованию давлений нагнетания воды, необходимое для преодоления порога подвижности вязких эмульсий и включения в разработку невыработанных зон нефтяной залежи между нагнетательными скважинами. В связи со значительным увеличением доли добычи нефти из микронеоднородных и трещиновато-пористых коллекторов необходимость повышения достоверности обоснования длительности периодов цикла стала весьма актуальной.

Техническим результатом изобретения является предупреждение процессов диспергирования и эмульгирования нефтяной фазы путем уменьшения длительности периодов цикла, в течение которых происходит формирование эмульсионной блокады добывающей скважины и увеличение гидродинамического сопротивления фильтрации. Кроме того, достигается увеличение количества добывающих скважин, расположенных на нефтяной залежи с двойной пористостью пласта и реагирование которых на циклическое воздействие с изменением направления фильтрационных потоков заключается в снижении объемов закачки воды, отбора жидкости, уровня обводненности и приросте добычи нефти.

Технический результат достигается в способе разработки нефтяной залежи путем циклического заводнения пласта через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, включающем расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной, разбивку нефтяной залежи на треугольники таким образом, чтобы их вершинами являлись нагнетательные скважины, выбор нагнетательных скважин с близкими значениями величин приемистости, расположенных на линии, соединяющей две вершины треугольника, циклическое воздействие на добывающую скважину нагнетанием воды через выбранные нагнетательные скважины с отключением нагнетательной скважины, расположенной на третьей вершине треугольника, в первом периоде цикла, с периодическим отключением одной из трех нагнетательных скважин вокруг добывающей скважины для изменения направление циклического воздействия; определение длительности первого периода циклического воздействия по формуле

где κ - средняя пьезопроводность пласта, - квадрат расстояния от линии нагнетания до добывающей скважины; определение времени начала реагирования добывающей скважины при проведении первого периода цикла с последующей установкой длительности второго и третьего периодов цикла, равной времени начала реагирования добывающей скважины в первом периоде цикла; определение темпов роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла; уменьшение длительности периодов в последующих циклах при направлении вектора воздействия, отличного от направления, соответствующего минимальной величине темпа роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии. Длительность периодов в последующих циклах уменьшают пропорционально приросту темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии от минимальной величины, но не менее времени реагирования добывающей скважины на циклическое воздействие.

Выявляют добывающие скважины, расположенные в зонах повышенной трещиноватости, осложненные присутствием в пробах скважинной жидкости водонефтяной эмульсии, и определяют темпы роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах выявленных добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла. Осуществляют деэмульсацию добывающих скважин, имеющих близкие значения темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии при смене направления циклического воздействия и различия в полученных длительностях периодов циклического воздействия не превышающие одни сутки.

Изобретение поясняется рисунком: показан элемент реализации циклического заводнения нефтяных пластов с переменой направления фильтрационных потоков в рамках семиточечной геометрии размещения скважин на нефтяной залежи.

Способ разработки нефтяной залежи путем циклического заводнения пласта через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины реализуют следующим образом.

На первом этапе определяют фонд реагирующих добывающих скважин, подвергаемых циклическому воздействию, расположенных по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной и находящихся в зонах трещиноватости (метод КВД, статистический метод). Эффект двойной проницаемости трещинных коллекторов достаточно четко проявляется при изучении кривых восстановления давления (КВД), имеющих характерный изгиб, который указывает на быстрое восстановление давления в высокопроницаемой трещинной среде. При дренировании сложных коллекторов жидкость, в первую очередь, поступает из более проницаемых трещин, а затем уже из низкопроницаемой пористой матрицы. Отсюда следует, что максимальные первоначальные дебиты скважин должны наблюдаться в пределах участков интенсивной трещиноватости. Поэтому, ассиметричность частотного графика распределения начального суточного дебита на нефтяной залежи доказывает, что скважины с большими начальными дебитами размещены в зонах существенной неоднородности коллектора. При этом для трещинных коллекторов карты первоначального дебита характеризуют изменения интенсивности трещиноватости коллекторов.

Разбивают нефтяную залежь на треугольники (рисунок 1) таким образом, чтобы их вершинами являлись нагнетательные скважины, выбирают нагнетательные скважины с близкими значениями величин приемистости, расположенных на линии, соединяющей две вершины треугольника. При близких значениях приемистости, не превышающих утроенную величину погрешности метода, использованного для определения приемистости скважины, главный градиент давления перпендикулярен стороне треугольника и изменение зон воздействия (5, 6, 7) происходит по кротчайшему пути в сторону добывающей скважины (4), таким образом, более точно определяется время реагирования добывающей скважины. В первом периоде цикла включаются под закачку именно эти две нагнетательные скважины (например, 1 и 2) и отключается нагнетательная скважина (например, 3), расположенная на третьей вершине треугольника. Во втором периоде цикла для изменения направления воздействия цикла включаются под закачку скважины (2 и 3) и отключается скважина (1). В третьем, заключительном периоде цикла включаются под закачку скважины (3 и 1) и отключается скважина (2).

Циклически воздействуют на добывающую скважину нагнетанием воды через выбранные нагнетательные скважины с отключением нагнетательной скважины, расположенной на третьей вершине треугольника, в первом периоде цикла, с периодическим отключением одной из трех нагнетательных скважин вокруг добывающей скважины для изменения направление циклического воздействия. Необходимость поочередного изменения направления воздействия следует из идеологии циклического воздействия. Изменение направления воздействия достигается периодическим отключением нагнетательных скважин вокруг добывающей скважины. Принцип отключения нагнетательных скважин по часовой стрелке следует из опыта применения технологии циклического заводнения в семиточечной системе размещения скважин и приводит к уменьшению всех трех целиков нефти вокруг добывающей скважины, что позволяет наиболее полно вырабатывать нефтяные ресурсы месторождения.

Далее, определяют характер и преимущественную ориентацию трещин в зоне размещения добывающей скважины по отношению к главному вектору вытеснения, заданному двумя нагнетательными скважинами на одной стороне треугольника, в зависимости от темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии, при этом исходят из результатов сопоставления промысловых экспериментов и лабораторных исследований на модели трещиноватого пласта. Для этого производят следущие действия.

Определяют время начала реагирования добывающей скважины (изменение объемов добычи добывающей скважины при проведении первого периода цикла). Длительность первого периода циклического воздействия определяют по формуле

где κ - средняя пьезопроводность пласта, - квадрат расстояния от линии нагнетания до добывающей скважины.

Определяют время начала реагирования добывающей скважины при проведении первого периода цикла (изменение объемов добычи добывающей скважины при проведении первого периода цикла) с последующей установкой длительности второго и третьего периодов цикла, равной времени начала реагирования добывающей скважины в первом периоде цикла.

Определяют темпы роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла. Темпы роста значений величины агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии равны разности двух значений одной величины в начале периода цикла воздействия и через длительность времени, равной началу реагирования добывающей скважины в первом периоде цикла, поделенной на начальное значение этой величины [Мирсаетов О.М. К вопросу об агрегативной стойкости водонефтяной эмульсии / О.М. Мирсаетов, Ю.В. Федоров, Б.Г. Ахмадуллин, Д.В. Емельянов // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №5. - С. 41-43].

Максимальным темпам роста величины агрегативной устойчивости соответствует совпадение вектора градиента давления нагнетания воды с направлением ориентации трещин; минимальным темпам роста величины агрегативной устойчивости соответствует действие направления градиента давления нагнетания воды перпендикулярное направлению ориентации трещин; равные значения темпов роста величин агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии, при изменении направления действия вектора градиента давления нагнетания воды, характеризуют хаотическую ориентацию трещин.

Уменьшают длительность периодов в последующих циклах при направлении вектора воздействия, отличного от направления, соответствующего минимальной величине темпа роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии. Направление градиента давления нагнетания воды совпадает с направлением ориентации трещин.

Длительность периодов в последующих циклах уменьшают пропорционально приросту темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии от минимальной величины, но не менее времени реагирования добывающей скважины на циклическое воздействие. Направление градиента давления нагнетания воды действует перпендикулярно направлению ориентации трещин, давление нагнетания воды по данному направлению увеличить;

Выявляют добывающие скважины, расположенные в зонах повышенной трещиноватости, осложненные присутствием в пробах скважинной жидкости водонефтяной эмульсии (при создании описываемого способа, установлено, что, за некоторым исключением, это одни и те же скважины), и определяют темпы роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах выявленных добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла.

При равных темпах роста величин изменений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в добывающих скважинах при смене направления циклического воздействия и различия в полученных длительностях периодов циклического воздействия, не превышающие одни сутки (хаотическая ориентация трещин по отношению к направлению градиента давления нагнетания воды) осуществляют их деэмульсацию. Равными величинами изменений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии считаются величины, не превышающие утроенных значений погрешности метода, примененного для определения агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии. При этом, например, применяют технологии по предотвращению процессов формирования водонефтяных эмульсий и преодоления эмульсионной блокады, например, применением воды, содержащей бентонит и наночастицы алюминия или железа, при закачке которой в пласт через нагнетательные скважины происходит процесс деэмульсации [Патент на изобретение Азербайджана №20050250 от 28.09.2007, заявка AZA №20050250 от 07.11.2005, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, бюл. AZ 200703].

Результаты промысловых испытаний, проведенных на Кырыкмасском нефтяном месторождении (территория Удмуртской Республики) показали, что при равных продолжительностях периодов в цикле воздействия, из 35 добывающих скважин снижение обводненности произошло по 16 скважинам, стабилизация обводненности отмечена по 8 скважинам, и по 11 скважинам наблюдался медленный рост обводненности. При регулировании продолжительности периодов цикла по предложенному способу из 35 добывающих скважин снижение обводненности отмечено по 29 скважинам, по 3 скважинам наблюдалась стабилизация обводненности и по 3 скважинам происходил медленный рост обводненности. Средневзвешенное снижение обводненности за время реализации циклического заводнения по месторождению в целом составило 9,1%, прирост добычи нефти зафиксирован на уровне 1348т.

1. Способ разработки нефтяной залежи путем циклического заводнения пласта через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины, включающий:

расположение в кусте добывающих и нагнетательных скважин по семиточечной системе с центральной нагнетательной скважиной,

разбивку нефтяной залежи на треугольники таким образом, чтобы их вершинами являлись нагнетательные скважины,

выбор нагнетательных скважин с близкими значениями величин приемистости, расположенных на линии, соединяющей две вершины треугольника,

циклическое воздействие на добывающую скважину нагнетанием воды через выбранные нагнетательные скважины с отключением нагнетательной скважины, расположенной на третьей вершине треугольника, в первом периоде цикла, с периодическим отключением одной из трех нагнетательных скважин вокруг добывающей скважины для изменения направления циклического воздействия;

определение длительности первого периода циклического воздействия по формуле

,

где κ - средняя пьезопроводность пласта, - квадрат расстояния от линии нагнетания до добывающей скважины;

определение времени начала реагирования добывающей скважины при проведении первого периода цикла с последующей установкой длительности второго и третьего периодов цикла, равной времени начала реагирования добывающей скважины в первом периоде цикла;

определение темпов роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла;

уменьшение длительности периодов в последующих циклах при направлении вектора воздействия, отличного от направления, соответствующего минимальной величине темпа роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что длительность периодов в последующих циклах уменьшают пропорционально приросту темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии от минимальной величины, но не менее времени реагирования добывающей скважины на циклическое воздействие.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что выявляют добывающие скважины, расположенные в зонах повышенной трещиноватости, осложненные присутствием в пробах скважинной жидкости водонефтяной эмульсии, и определяют темпы роста значений агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии в пробах выявленных добывающих скважин в начале и конце каждого периода цикла.

4. Способ по п. 3, характеризующийся тем, что осуществляют деэмульсацию добывающих скважин, имеющих близкие значения темпов роста агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии при смене направления циклического воздействия и различия в полученных длительностях периодов циклического воздействия не превышающие одни сутки.