СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения (расчлененные нефтяные, водонефтяные, выработанные методом заводнения, низкопроницаемые, недонасыщенные нефтью, нефтегазовые, водонефтегазовые) и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем закачки в пласты через нагнетательные скважины агента-вытеснителя (вода, газ, растворитель), отбора из добывающих скважин пластовых и закачиваемых флюидов. Нагнетательные и добывающие скважины располагают на площади залежи согласно известным линейным или площадным принципам их размещения. Недостатком известного способа при его применении в залежах сложного строения являются сравнительно невысокие коэффициенты нефтеизвлечения и повышенные объемы отборов попутной воды и закачиваемых флюидов. Обусловлено это тем, что при использовании стационарной расстановки добывающих и нагнетательных скважин, в залежах сложного строения значительный объем запасов нефти обычно охвачен воздействием неравномерно. Это понижает нефтеотдачу пластов, увеличивает балластный отбор воды и других закачиваемых флюидов.

Известен также способ разработки, в котором интенсивность воздействия на пласт через систему добывающих и нагнетательных скважин увеличивают путем размещения на залежи дополнительных очаговых нагнетательных скважин [1] . Очаговыми могут быть вновь буримые и бывшие добывающие скважины. Их ввод, как правило, увеличивает отбор жидкости из системы скважин, а также охват воздействием в прерывистом пласте. Недостатком способа является низкая эффективность. Обусловлено это тем, что появление дополнительных стоков (нагнетательных скважин) в регулярной системе их размещения приводит к возрастанию неоднородности фильтрационных потоков, что приводит к уменьшению коэффициента заводнения и увеличению отбора попутной воды. По сумме эффекта и дефекта можно не получить прироста коэффициента нефтеизвлечения. В случаях, когда истоков (добывающих скважин) недостаточно и они полностью обеспечиваются закачкой от нагнетательных скважин, возрастание количества последних не приведет к увеличению темпов отбора жидкости (интенсивности отбора).

Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения из недр путем усиления интенсивности отбора нефти и/или объема дренируемых запасов за счет увеличения приложенного на пласт градиента давления и охвата воздействием, уменьшения неоднородности фильтрационных потоков в системе скважин.

Предлагаемое изобретение предусматривает разработку углеводородных залежей сложного геологического строения путем искусственного воздействия на пласты закачкой через нагнетательную скважину воды и/или газа и/или растворителя, отбора закачиваемых и пластовых флюидов через добывающую скважину. От известного предлагаемое изобретение отличается тем, что в процессе эксплуатации залежей различного геологического строения предварительно определяют дренируемые запасы нефти в каждой скважине и по мере выработки запасов усиливают воздействие на залежь путем увеличения интенсивности отбора и/или дренируемых запасов углеводородов, причем отбор нефти из добывающей скважины и закачку вытесняющих агентов в нагнетательную скважину производят пропорционально дренируемым добывающей скважиной запасам нефти.

В реальных продуктивных отложениях и применяемых системах размещения скважин часть запасов нефти по площади и разрезу залежи всегда либо не охвачена воздействием, либо дренируется слабо. Обусловлено это послойной и зональной неоднородностью пластов, недоосвоением скважин, низким качеством и неполнотой вскрытия коллекторов, разновременностью ввода в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, неоптимальностью режимов их работы. Добычу нефти из таких запасов обычно осуществляют бурением дополнительных добывающих и нагнетательных скважин, организацией новых разрезающих рядов и отдельных очаговых нагнетательных скважин и т.д.

Как показывают теоретические исследования и опыт эксплуатации месторождений, существенное снижение эффективности нефтеизвлечения обусловлено неоптимальностью режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Обычно из добывающей скважины отбирают столько жидкости, а в нагнетательную скважину закачивают столько вытесняющего агента, сколько они способны физически обеспечить. Это приводит к повышенной неоднородности фильтрационных потоков из-за перераспределения запасов, дренируемых скважинами. Увеличение неоднородности потоков понижает коэффициент нефтеизвлечения, приводит к балластному отбору воды и непроизводительной закачке агента-вытеснителя. При всех прочих равных условиях эффективность нефтеизвлечения можно существенно повысить, если организовать выработку запасов нефти таким образом, чтобы каждая добывающая скважина дренировала свой объем запасов с относительной интенсивностью (темпом отбора), примерно одинаковой с другими скважинами. В этом случае будет минимальной неоднородность фильтрационных потоков, с которой вытесняются запасы к скважине. Это, в свою очередь, понизит балластный отбор вытесняющего агента, повысит коэффициент нефтеизвлечения.

Многообразие углеводородных залежей сложного геологического строения предопределяет применение различных методов повышения интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов нефти.

В залежах с газовой шапкой и в чистонефтяных при закачке в последние газа перевод загазовавшихся скважин под нагнетание приводит к увеличению как интенсивности отбора, так и дренируемых запасов нефти. Обусловлено это тем, что в продукции загазовавшихся скважин нефти нет или ее доля незначительна. Закачиваемый газ (или газ шапки) проскальзывает в добывающие скважины балластно, не вытесняя нефть. Перевод таких скважин под нагнетание приводит к развороту в пласте фильтрационных потоков и дополнительному вытеснению нефти в незагазовавшиеся добывающие скважины. Одновременно с этим из-за смены направления фильтрационных потоков и приближения зоны нагнетания к зонам отборов возрастают дренируемые запасы нефти. Аналогичные эффекты имеют место при переводе под нагнетание обводнившихся добывающих скважин в методе заводнения.

Существенным недостатком метода заводнения является невысокая вытесняющая способность воды, как агента-вытеснителя. Однако, если в заводненный пласт закачивать газ и/или растворитель (можно в виде оторочек, проталкиваемых водой), происходит увеличение как интенсивности отбора, так и дренируемых запасов нефти. Обусловлено это тем, что закачиваемая вода занимает наиболее крупные поровые каналы, сильно снижая по ним фазовую проницаемость для газа и/или растворителя. Обладая пониженными (по сравнению с водой) вязкостями, газ и/или растворитель внедряются в более мелкие поровые каналы, вытесняют из последних нефть в добывающие скважины. Их дебиты по нефти при этом возрастают кратно, на 5-20% увеличиваются (по сравнению с методом заводнения) дренируемые запасы нефти.

Аналогичный или близкий к описанному механизм вытеснения нефти газом и водой имеет место при водогазовом воздействии, когда закачку газа переносят в загазовавшиеся добывающие скважины, а в бывшие нагнетательные газовые закачивают воду. Дополнительным достоинством этого способа является то, что практически исключается балластное проскальзывание газа в добывающие скважины. Это снижает затраты на водогазовое воздействие.

Наиболее распространенным методом разработки монолитных залежей с газовой шапкой является эксплуатация добывающих скважин на докритических режимах, исключающих поступление газа на их забои. В условиях платформенных отложений депрессии на пласт при этом незначительны, дебиты скважин низкие. Совместный отбор с нефтью газа позволяет повысить депрессию на пласт, увеличить тем самым интенсивность отбора нефти.

Эффективность изложенного способа разработки залежи с газовой шапкой можно существенно повысить, если в верхнюю часть нефтяной и нижнюю часть газовой зон закачивать воду. Помимо увеличения интенсивности отбора увеличатся и дренируемые запасы нефти. Обусловлено это проявлением эффектов водогазового воздействия и существенным снижением фазовой проницаемости для газа в газовой зоне.

Расчлененные водонефтяные, газонефтяные и водонефтегазовые залежи представляется целесообразным эксплуатировать в два этапа. На первом включают в разработку объемы пласта в нефтяной зоне, отделенные от подошвенной воды и/или газа шапки непроницаемыми прослоями. После выработки из них запасов нефти включают в разработку дополнительные нефтенасыщенные толщины, контактирующие с водой и/или газом шапки. При включении в разработку всей нефтенасыщенной толщины кратно возрастают дебиты скважин, происходит прирост дренируемых запасов нефти. Достоинством этого способа разработки является то, что балластные отборы воды из подошвенной зоны и/или газа из газовой шапки смещаются во времени на более поздние стадии эксплуатации. Значительная часть нефтяных запасов вытесняется как из чистонефтяной зоны, т.е. с повышенными показателями разработки.

В расчлененных нефтегазовых и водонефтегазовых залежах, имеющих монолитные участки коллекторов, применяют изложенный выше способ разработки расчлененных нефтегазовых и водонефтегазовых залежей, предварительно изолировав их друг от друга водным барьером, образуемым через систему нагнетательных скважин на границах участков расчлененного строения залежи. На монолитных участках проводят совместный отбор нефти и газа шапки. Водный барьер исключает связь газовой шапки с неконтактными участками нефтяной зоны в расчлененной части залежи, что, в свою очередь, позволяет повысить интенсивность отбора из них нефти и дренируемые запасы залежи в целом.

Как показывает практика разработки нефтяных месторождений, в расчлененных нефтяных залежах при вскрытии прослоев общим фильтром часть из них не включается в работу. Обычно это прослои, проницаемость которых ниже максимальной из имеющихся в скважинах прослоев более, чем в три раза. Если не включенные в фильтрацию прослои выделить в самостоятельный эксплуатационный объект, тем самым возрастут как интенсивность отбора, так и дренируемые запасы нефти. Альтернативой самостоятельному эксплуатационному объекту может быть раздельная закачка в пласты разной проницаемости. В добывающих скважинах все они объединены в единый фильтр.

В расчлененной нефтегазовой и водонефтегазовой залежах, особенно в пластах с высоковязкой нефтью, представляется целесообразным до начала добычи нефти закачать воду в нижнюю часть газовой шапки. При высокой вязкости нефти желательно воду загустить. Вода, отделяя газ от нефти, сильно понижает фазовую проницаемость для газа, не позволяет тем самым ему поступать на забои добывающих скважин. Это способствует увеличению как дебитов скважин по нефти, так и суммарному ее отбору.

В расчлененных нефтегазовой и водонефтегазовой залежах повысить интенсивность отбора и дренируемые запасы нефти возможно путем раздельного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой шапки. Для этого применяют две сетки скважин: нефтяную и газовую. Самостоятельный отбор газа уменьшает вероятность его прорыва на забои добывающих нефтяных скважин. Тем самым создается возможность повысить их дебиты по нефти и увеличить ее суммарный отбор.

В расчлененной разнопроницаемой нефтяной залежи увеличить интенсивность отбора и дренируемые запасы нефти возможно путем специального освоения скважин. Общепринятым методом освоения является вскрытие в скважине всех продуктивных прослоев. При вызове притока первыми начинают осваиваться наиболее проницаемые прослои. При повышении депрессии на пласт дебит освоенных прослоев увеличивается. Ограниченные возможности понижения давления и откачки поступающих из пласта флюидов приводят к тому, что значительная часть низкопроницаемых прослоев оказывается не освоенной (на практике коэффициент работающей толщины редко превышает 50%). Предлагается процесс освоения проводить в несколько этапов. На первом вскрывают только низкопроницаемые прослои. После их освоения вскрывают и осваивают среднепроницаемые прослои. На последнем этапе подключают в работу высокопроницаемые прослои. Способ, как видно, позволяет существенно повысить дебит скважин по нефти и вовлечь в фильтрацию максимальный объем запасов пласта.

Существенное повышение эффективности разработки можно достигнуть построением объемной детерминированной модели эксплуатационного объекта. На этой модели выделяют гидродинамически связанные и не связанные между собой песчаные, а также глинистые тела. При известной геометрии размещения проницаемых и непроницаемых тел в объеме продуктивных отложений назначают мероприятия по увеличению интенсивности отбора и дренируемых запасов при заданной системе расположения скважин.

Реальные размеры нефтяных залежей не позволяют вводить их в разработку мгновенно. Процесс освоения месторождений затягивается на многие годы. При этом нагнетательные скважины, как правило, длительное время (1-3 года) отрабатывают на нефть. Эти обстоятельства приводят к тому, что включаемые под нагнетание скважины эксплуатируют на пределе их потенциальных возможностей. Как известно, в применяемых системах разработки к каждой добывающей скважине нефть вытесняется от нескольких нагнетательных скважин. Если вытеснение происходит от какой-то одной или нескольких, а другие еще не включены под нагнетание, вытеснение нефти происходит с большой неоднородностью фильтрационных потоков. Это снижает как интенсивность отбора, так и дренируемые запасы нефти за счет балластного прорыва воды. Предлагается добывающую скважину включать в работу только тогда, когда включены все нагнетательные скважины, вытесняющие к ней нефть. Это приводит как к возрастанию интенсивности отбора (на 4-8% ) и дренируемых запасов нефти (на 1-3%), так и к уменьшению отбора балластной воды (на 20-30%).

Наиболее распространенным методом разработки монолитных залежей с подошвенной водой является эксплуатация добывающих скважин на докритических режимах, исключающих поступление подошвенной воды на их забои. В условиях платформенных отложений возможные критические депрессии на пласт очень малы (меньше, чем в нефтегазовых залежах). Безводные дебиты скважин очень низкие. Совместный отбор с нефтью подошвенной воды позволяет повысить депрессию на пласт, увеличить тем самым интенсивность отбора нефти.

Эффективность описанного способа разработки монолитных залежей с подошвенной водой можно повысить, если интервал вскрытия перенести в водяную зону пласта. Нефтяная зона вскрывается в своей нижней части. Этот способ исключает блокирующее действие конуса подошвенной воды на нефтяную зону, позволяет тем самым повысить дебит скважин по нефти.

Осуществляют предлагаемый способ разработки следующим образом. Определяют на площади залежи дренируемые скважинами запасы нефти. При регулярном размещении нагнетательных и добывающих скважин выделение запасов проводят по главным и нейтральным линиям тока общеизвестными методами. При нерегулярном размещении скважин дополнительно можно использовать метод характеристик заводнения для поздних стадий эксплуатации, либо математическое моделирование процесса фильтрации на любой стадии разработки. Установив дренируемые добывающими скважинами извлекаемые запасы, их дебиты по нефти назначают из условия, чтобы темп отбора запасов был бы примерно одинаков в каждой скважине. Закачка в нагнетательную скважину должна быть равной величине отбора жидкости (в пластовых условиях) из тех добывающих скважин, к которым вытесняется нефть от рассматриваемой нагнетательной скважины. Поскольку неоднородность пласта по проницаемости различна на разных участках, начальные дренируемые скважинами извлекаемые запасы будут меняться по мере их выработки. Это требует непрерывной (шаг за шагом) корректировки режимов работы скважин. Тем самым увеличивается как интенсивность отбора, так и объем дренируемых запасов нефти из залежи в целом. Одинаковый в скважинах темп отбора нефти достигают ограничением отбора флюидов из высокопродуктивных и интенсификацией работы низкопродуктивных скважин. Если возможности интенсификации (обработка призабойных зон, гидравлический разрыв пласта, оптимизация работы механизированных средств откачки флюидов) ограничены, одинаковый темп отбора можно достигнуть снижением планируемых отборов нефти из залежи в целом.

В качестве примера осуществления предлагаемого изобретения рассмотрена разработка участка залежи, геолого-физические условия и технико-технологические ограничения, при эксплуатации которого характерны для пластов группы Б месторождений Западной Сибири: толщина нефтенасыщенная эффективная 8 м; коэффициенты проницаемости 0,1 мкм², пористости 0,25, начальной нефтенасыщенности 0,65, остаточной нефтенасыщенности 0,24, использования скважин добывающих и нагнетательных 1,0, эксплуатации скважин добывающих и нагнетательных 0,95, способ эксплуатации добывающих скважин - механизированный (ЭЦН) с начала эксплуатации; начальное пластовое давление 23, насыщения 13 МПа; объемный коэффициент нефти 1,25, воды 1,0; плотность товарной нефти 0,85 т/м³; показатель послойной неоднородности 0,3; пластовое давление на забоях скважин нагнетательных 30, добывающих 18 МПа; приведенный радиус скважин 0,1 м; показатель степени нелинейности проницаемости от величины пластового давления 0,01; пласт непрерывен; относительная проницаемость для воды в присутствии остаточной нефтенасыщенности 0,25; предельная обводненность при отключении добывающих скважин 0,95; способ воздействия - заводнение пласта, плотность сетки 25 га/скв.

Характерной особенностью осуществления систем разработки на месторождениях Западной Сибири является первоочередное включение в эксплуатацию добывающих и отработка на нефть части нагнетательных скважин. Среднее время отработки - три года. Исследуемый участок залежи разрабатывается с применением обращенной девятиточечной схемы размещения скважин, из которых четыре нагнетательных расположены по углам квадрата, четыре добывающих - на серединах сторон квадрата и одна добывающая - в его центре. Рассмотрено два варианта разработки участка. В первом все скважины эксплуатируются с начала разработки в соответствии с предложенным техническим решением, т.е. в добывающих скважинах поддерживается одинаковой интенсивность отбора нефти на всех этапах разработки. Во втором варианте (прототип) две нагнетательные скважины (по диагонали квадрата) отрабатываются на нефть три года. После этого в них начинается закачка воды. Интенсивность отбора в этом варианте устанавливается произвольно в соответствии с заданными на забоях скважин давлениями. Моделирование процесса фильтрации проводилось с применением двумерной двухфазной математической модели. Срок разработки участка по первому варианту (предлагаемое изобретение) составил 33, по второму - 37 лет. Коэффициент нефтеизвлечения по первому варианту 0,43; по второму 0,40; соответственно водоизвлечения 0,92 и 1,03 (под коэффициентом водоизвлечения понимается отношение накопленного отбора воды к нефтенасыщенному поровому объему, выраженному в единицах пластовых условий). В других геолого-физических и реализационных условиях эффективность предлагаемого изобретения может составить 3-5% увеличения коэффициента нефтеотдачи и снижения до 1,3-1,5 раза отбора попутной воды.

Использование: нефтегазодобывающая промышленность. Сущность изобретения: разработка залежей сложного строения путем искусственного поддержания пластового давления посредством закачки через нагнетательные скважины агентов - вытеснителей и отбора флюидов из добывающих скважин. В процессе эксплуатации залежей по мере выработки запасов нефти усиливают воздействие на залежь увеличением интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов углеводородов, причем отбор нефти из добывающей скважины и закачку вытесняющих агентов в нагнетательную скважину соотносят дренируемым добывающей скважиной запасам нефти. Позволяет повысить нефтеотдачу пласта, понизить отбор попутной воды и закачиваемых агентов. 15 з.п. ф-лы.

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ СЛОЖНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, при котором на пласты воздействуют закачкой вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и отбирают закачиваемые и пластовые флюиды через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют дренируемые запасы нефти в каждой скважине и по мере выработки запасов усиливают воздействие на залежь путем увеличения интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов углеводородов, причем отбор нефти из добывающей скважины и закачку вытесняющих агентов в нагнетательную скважину производят пропорционально дренируемым добывающей скважиной запасам нефти. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что увеличение интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов осуществляют путем перевода наиболее обводнившихся и/или загазованных добывающих скважин под нагнетание. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве вытесняющих агентов используют воду, и/или газ, и/или растворитель, которые закачивают в последовательности: вода, затем газ и/или растворитель. 4. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что при закачке в качестве вытесняющего агента-газа загазованные добывающие скважины переводят под закачку газа, а через нагнетательные скважины закачивают воду. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации нефтяной залежи с газовой шапкой повышенную интенсивность отбора достигают за счет одновременного совместного отбора нефти из нефтяной зоны и газа из газовой шапки. 6. Способ по пп. 1 и 5, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации нефтяной залежи с газовой шапкой закачку вытесняющих агентов осуществляют через верхнюю часть нефтяной и нижнюю часть газовой зон. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации водонефтяной, нефтегазовой и водонефтегазовой залежей увеличение объема дренируемых запасов и повышенную интенсивность отбора осуществляют после выработки запасов нефти из зон, не имеющих контакта с водо- и/или газоносными по разрезу зонами. 8. Способ по пп.1 и 6, отличающийся тем, что при наличии площадных участков монолитного и расчлененного строения коллекторов увеличение дренируемых запасов и усиление воздействия проводят путем размещения нагнетательных скважин на границах монолитных и расчлененных зон, каждую из которых разрабатывают самостоятельно. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что на участках расчлененного строения коллекторов в добывающих и/или нагнетательных скважинах объединяют в единый объект разработки прослои с коллекторами, отличающимися по проницаемости не более чем в три раза. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации расчлененной нефтегазовой залежи до отбора нефти закачивают воду в нижнюю часть газовой зоны. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации расчлененной нефтегазовой залежи отбор нефти и газа осуществляют раздельными системами скважин в объемах, обеспечивающих выравнивание пластового давления в нефтяной и газовой зонах. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации расчлененной разнопроницаемой залежи увеличение объема дренируемых запасов первоначально осуществляют за счет низкопроницаемых прослоев. 13. Способ по пп.1 - 12, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации залежей различного геологического строения воссоздают по материалам геофизических исследований скважин детерминированную модель строения продуктивных отложений, определяют с учетом имеющейся системы скважин гидродинамически связанные и несвязанные объемы нефтенасыщенного коллектора и с их учетом проводят мероприятия по увеличению интенсивности отбора и/или объема дренируемых запасов нефти. 14. Способ по п.1, отличающийся тем, что увеличение интенсивности отбора и объема дренируемых запасов достигают одновременностью ввода в разработку нагнетательных скважин. 15. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации нефтяной залежи с подошвенной водой интенсивность отбора достигают за счет одновременного совместного отбора нефти из нефтяной и воды из водяной зон. 16. Способ по пп.1 и 15, отличающийся тем, что в залежах с подошвенной водой отбор осуществляют через добывающие скважины из верхней части водяной и нижней части нефтяной зон.