СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 E21B47/00 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи на ранних и поздних периодах разработки месторождения.

Известен способ вытеснения нефти водой в межскважинном пространстве в процессе разработки месторождения, включающий бурение нагнетательных скважин вокруг эксплуатационных(ой) скважин(ы), стадийную подачу воды через нагнетательные скважины в залежь нефти, непрерывную регистрацию давления на нагнетательном трубопроводе и расхода воды и определение наличия целиков нефти между нагнетательными скважинами [1]
Для реализации известного способа необходимо бурение дополнительных скважин в целях контроля качества фронта вытеснения нефти водой при заводнении залежи, что связано с ростом затрат на подготовку месторождения к эксплуатации.

Кроме того, как показала практика, в зависимости от свойств нефти и воды, проницаемости породы, технологических параметров нагнетания воды в залежь, величины и конфигурации заводненных частей площади залежи и расстояния между нагнетательными скважинами в 50 200 м среднее значение коэффициента нефтеотдачи к моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины оценивается в пределах 30 45% при обводненности продукции скважин 90 95% к моменту окончания процесса в пределах 50 80% Последнее обстоятельство связано с образованием целиков нефти нагнетательными скважинами и прорывом нефти через межскважинное пространство за пределы фронта заводнения залежи и языков воды к эксплуатационным скважинам. Все это является результатом низкой надежности известных способов контроля качества формирования фронта вытеснения нефти водой.

Известен также способ повышения нефтеотдачи пластов путем вытеснения нефти водой в межскважинном пространстве в процессе разработки месторождения, включающий бурение вокруг эксплуатационных(ой) скважин(ы) нагнетательных скважин, стадийную подачу воды через нагнетательные скважины в нефтяную залежь, регистрацию давления в нагнетательной трубе и объем нагнетаемой в пласт воды и контроль качества формирования фронта вытеснения нефти водой, принятый в качестве прототипа [2]
Данному способу присущи те же недостатки, что и известному из [1] способу. Основными из которых являются недостаточная надежность инструментальных способов контроля формирования фронта вытеснения нефти водой и их дороговизна, а также сложность аналитических способов контрольных данных из-за их многофакторности, т. е. из-за необходимости многогранных знаний о свойствах массива, включающего нефтяную залежь и характеристики последней.

В соответствии с изложенным задачей настоящего изобретения является снижение потерь нефти при разработке месторождения, повышение дебитности скважин и сокращение сроков ввода в эксплуатацию месторождения за счет более высокого уровня надежности контроля формирования фронта вытеснения нефти водой и отмены работ на бурение контрольных скважин. Согласно данному изобретению появляется возможность упростить контроль качества формирования фронта при использовании технологических параметров, определяющих процесс формирования фронта вытеснения нефти стандартными методами.

Для решения указанной задачи в известном из [2] решении согласно изобретению регистрируют расход воды каждой порции на каждой скважине при нагнетании в них проектного объема воды на любой стадии формирования фронта вытеснения нефти водой и при этом величину давления на нагнетательном трубопроводе. На основании экспериментальных данных измерений параметров нагнетания воды в скважину определяют среднее значение коэффициента ее поглотительной способности по формуле:

где qmij

расход j-ой порции воды, нагнетаемой в i-ый пласт, м³/с;
Pmij давление при нагнетании j-ой порции воды в i-ый пласт, МПа;
m порядковые номера нагнетательных скважин на очередной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой.

Значения этих коэффициентов сравнивают между собой. При этом качество фронта вытеснения нефти водой является удовлетворительным, если значения коэффициентов поглотительной способности скважин, заводненных на начальной и конечной стадиях формирования фронта, отвечают условию:

где m порядковые номера скважин, заводненных на начальной или промежуточной стадиях формирования фронта вытеснения нефти водой;
ν_m порядковые номера скважин, заводненных на конечной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой.

Анализ расчетных и фактических (диаграмм расхода смеси и давления на устье нагнетательных скважин при проходке вспомогательного ствола на шахте "Вергелевская" ПО "Кадиевуголь", пересекшего 18 водоносных горизонтов, станция контроля СКЦ-2м) данных без учета и с учетом фактора времени заводнения показал, что ошибка между ними не превышает 15 20% поэтому для оперативного контроля рассматриваемого способа фактор времени в формуле (I) опущен.

Эксплуатацию нефтенасыщенных прослоев или пластов многопластового месторождения осуществляют раздельно с использованием метода сближения последних по вертикали.

Для эксплуатации промежуточного пласта, заключенного между сопредельными по вертикали ранее отработанными пластами, перфорируют по его мощности обсадные колонны нагнетательных и эксплуатационной(ых) скважин, устанавливают пакеры над и под зонами этой перфорации и нагнетают в каждую из скважин проектный объем воды, измеряют параметры нагнетания для определения коэффициентов проницаемости скважин, а качество фронта вытеснения нефти водой оценивают по условиям выполнения требований неравенства
km(i±1)j

> kmij, (3)
где i+1 нефтенасыщенный пласт, сопредельный по вертикали с промежуточным, расположенный выше последнего;
i+1 нефтенасыщенный пласт, сопредельный по вертикали с промежуточным, расположенный ниже последнего.

Для повышения эффективности нефтеотдачи возможно создание в промежуточном пласте интенсивной трещиноватости путем сначала перфорирования обсадных колонн нагнетательных и эксплуатационных скважин против выше и нижележащих по вертикали сопредельных с ним пластов по их мощности и нагнетания проектных объемов воды в обе зоны перфорации одновременно, затем перфорированием обсадных колонн нагнетательных и эксплуатационной(ых) скважин против промежуточного пласта по его мощности, устанавливаем пакеров над и под зонами перфорации обсадных колонн и нагнетанием в промежуточный пласт проектного объема воды. При этом образованный фронт вытеснения нефти водой является качественным, если соблюдаются условия неравенства (3).

Основную(ые) нефтеносную(ые) дрену(ы) разрабатывают на завершающей стадии освоения многопластового месторождения.

В случае установления факта неудовлетворительного качества вытеснения нефти водой в скважины(у), заводненные(ую) на конечной стадии его формирования, нагнетают дополнительный объем воды.

При отсутствии нарушений оплошности фронта в межскважинном пространстве производят заводнение залежи нефти одновременно через все скважины блока(ов) скважин.

Неравенства (2) и (3) установлены на основе анализа экспериментальных данных, полученных в процессе формирования прискважинных зон гидрообработки пласта. Ранее для предлагаемых целей эти зависимости не использовались.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежом, где показана схема равномерного размещения скважин при заводнении залежи нефти. Обозначения на чертеже: а пятиточечная схема; б -семиточечная схема; в девятиточечная схема; I III блоки скважин; 1 21 порядковые номера скважин; символ (*) обозначает нарушение сплошности (неудовлетворительное качество) фронта вытеснения нефти воды в межскважинном пространстве. Пунктиром выделены симметричные элементы, символами (0) и (x) обозначены нагнетательные и эксплуатационные скважины соответственно. Начальные стадии формирования фронта вытеснения нефти водой подача воды через скважины: а 1 и 3 блока 1, б 1, 3 и 5 блока 1, в 1, 3, 5 и 7 блока 1; промежуточные стадии формирования фронта подача воды через скважины: б 9 и 10 блока II, 14 блока III, в 11 и 13 блока II, 17 и 19 блока III; конечные стадии формирования фронта подача воды через скважины: а 2 и 4 блока I, б 2, 4 и 6 блока 1, 8 и 11 блока II, 13 и 15 блока III, в 2, 4, 6 и 8 блока I, 10, 12 и 14 блока II, 16, 18, 20 блока III. Возможно применение и других схем размещения скважин при заводнении залежи нефти.

Под нарушением сплошности фронта вытеснения нефти водой (заводнения залежи нефти) понимается отсутствие контакта зон распространения воды в максимальном пространстве, т.е. наличие "целиков" нефти между нагнетательными скважинами.

Ниже приведены примеры последовательного выполнения технологических операций предлагаемого способа в различных схемах размещения скважин при заводнении залежи нефти.

Вариант А. При пятиточечной схеме размещения скважин, используя метод сближения скважин, на начальной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой нагнетают проектный объем воды в две диаметрально противоположные скважины 1 и 3. Затем на конечной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой нагнетают проектный объем воды в скважине 2 и 4, расположенные на диаметре, перпендикулярном к первому. В процессе заводнения скважин непрерывно регистрируют давление на устье каждой скважины и расход воды. После закачки проектных объемов воды во все нагнетательные скважины рассчитывают среднее значение коэффициента поглотительной способности каждой из них по формуле (I). Завершив формирование вытеснения нефти водой, судят о его качестве по выполнению требований формулы (2) и в случае обнаружения нарушении его оплошности в межскважинном пространстве в скважины, заводненные на конечной стадии формирования фронта, нагнетают дополнительный (сверх проектного) объема воды. После установления сплошности рассматриваемого фронта приступают к заводнению залежи нефти через блок скважины.

Например, рассчитанные средние значения коэффициентов поглотительной способности скважин k¹ 2,1•10^-3 м³/с. МПа, k³= 2,45•10^-3м³/м.МПа; k²= 2,25•10^-3м³/с.МПа; k⁴ 1,83•10^-3 м³/с.МПа свидетельствует о сплошности фронта вытеснения нефти водой между скважинами 1 4, 3 4 и 2 3, а также о нарушении его сплошности между скважинами 1 2. Для устранения указанного дефекта фронта необходимо в скважину 2 закачать дополнительный объем воды. Сформировав качественный фронт вытеснения нефти водой вокруг эксплуатационной скважины 5 производят одновременно подачу воды в скважины 1 4 блока скважины 1.

Вариант Б. При семиточечной схеме размещения скважин, используя метод "треугольников", на начальной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой нагнетают проектный объем воды в скважины 1, 3 и 5 (блока 1). Затем на конечной стадии формирования фронта нагнетают проектные объемы воды в скважины 2, 4 и 6 (блока 1). В процессе формирования фронта непрерывно регистрируют давление на устье каждой скважины и расход воды. После закачки проектный объем воды рассчитывают по формуле (1) среднее значение коэффициента поглотительной способности каждой скважины и оценивают качество фронта вытеснения нефти водой по формуле (2). В случае выявления нарушений его сплошности в скважины, заводненные на конечной стадии формирования фронта, нагнетают дополнительный объем воды.

Например, расчетные средние значения коэффициентов поглотительной способности скважин 1 11 блоков 1 и II свидетельствуют о том, что качество фронта вытеснения нефти водой вокруг эксплуатационных скважин 7 и 12 удовлетворительное. Однако расчетные коэффициенты поглотительной способности скважин 13 15 блока III оказывают нарушение сплошности фронта вытеснения нефти водой между скважинами 13 и 14 (K¹³ > K¹⁴). Поэтому в скважину 13 закачивают дополнительный объем воды, а затем нагнетают воду одновременно через все скважины блока скважин. Может вестись подготовка к эксплуатации месторождения одновременно несколькими блоками скважин.

Вариант В. При девятиточечной схеме размещения скважин на начальной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой в скважины, например с нечетными номерами 1, 3, 5 и 7 блока 1 нагнетают проектные объемы воды. Затем на конечной стадии формирования фронта в скважины с четными номерами 2, 4, 6 и 8, оконтуривающими тот же блок, нагнетают проектные объемы воды. В процессе формирования фронта вытеснения нефти водой непрерывно регистрируют давление на устье каждой скважины и расход воды и по рассчитанным средним значениям коэффициентов поглотительной способности скважин судят о его сплошности по формуле (2), как описано в вариантах А и Б. Затем переходят к заводнению блока 1 путем нагнетания воды (сверх указанных проектных объемов воды, рассчитанных только на формирование качественного контура заводнения) через все скважины 1 8 одновременно. Аналогичным образом ведут подготовку к эксплуатации залежи нефти через блоки II, III и т.д. При необходимости сокращения сроков эксплуатации истощенных месторождений или в конце разработки залежи могут вести подготовку к заводнению одновременно через несколько блоков скважин.

Например, рассчитанные по формуле (1) коэффициенты поглотительной способности блока скважин 1 (k¹ 2,1; k³ 2,05; k⁵ 2,4; k⁷ 2,15; k² 1,9; k⁶ 1,8; k⁴ 2,2; k⁸ 1,9)•10^-3м³/МПа•с, свидетельствуют о нарушении сплошности фронта вытеснения нефти водой между скважинами 3 и 4 блока 1. Поэтому в скважину 4 необходимо закачать дополнительный объем воды.

Предлагаемый способ характеризуется простой реализации, оперативностью контроля, надежностью и высокой степенью безопасности ведения работ по вытеснению нефти водой через блок скважин раздельно или одновременно через несколько блоков скважин, низкими затратами за счет исключения работ по дополнительному бурению контрольных скважин, низким объемом работ исследовательского цикла.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтепередачи на ранних и поздних периодах разработки месторождения. Изобретение направлено на снижение потерь нефти при разработке месторождения, повышение дебитности скважин и сокращение сроков ввода месторождения в эксплуатацию, упрощение контроля при использовании технологических параметров, определяющих процесс формирования фронта вытеснения нефти стандартными методами. В ходе подачи воды через нагнетательные скважины осуществляют непрерывную регистрацию давления на нагнетательном трубопроводе и расхода воды каждой порции. Расход воды регистрируют на каждой скважине при нагнетании проектного объема воды на любой стадии формирования фронта вытеснения нефти водой. Рассчитывают значения коэффициента поглотительной способности скважин. Путем сравнения значений коэффициентов этих скважин, заводненных на начальной, промежуточной и конечной стадиях формирования фронта вытеснения нефти водой, делают вывод о качестве этого фронта. 3 з.п. ф-лы, I ил.

1. Способ повышения нефтеотдачи пластов, предусматривающей вытеснение нефти водой в межскважинном пространстве, включающий бурение скважин вокруг эксплуатационных(ой) скважин(ы), стадийную подачу воды через нагнетательные скважины в залежь нефти, непрерывную регистрацию давления на нагнетательном трубопроводе и расхода воды, и осуществление контроля качества формирования фронта вытеснения нефти водой, отличающийся тем, что регистрируют расходы воды по каждой порции на каждой скважине при нагнетании в них проектного объема воды на любой стадии формирования фронта вытеснения нефти водой и соответствующие этим расходам давления на нагнетательном трубопроводе, и по данным измерений определяют средние значения коэффициентов поглотительной способности по формуле

где qmij

- расход j-й порции воды, нагнетаемой в i-й пласт, м³/с;
Pmij- давление при нагнетании j-й порции воды в i-й пласт, МПа;
m порядковые номера нагнетальных скважин на очередной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой,
сравнивают их между собой и по результатам сравнения определяют качество фронта вытеснения нефти водой, при этом качество фронта является удовлетворительным, если значения коэффициентов поглотительной способности скважин, заводненных на начальной и промежуточной стадиях его формирования, значений коэффициентов поглотительной способности скважин, заводненных на конечной стадии формирования фронта удовлетворяют выражению
Kmij > Kνmij ,
где m порядковые номера скважин, заводненных на начальной и промежуточной стадиях формирования фронта вытеснения нефти водой;
ν_m порядковые номера скважин, заводненных на конечной стадии формирования фронта вытеснения нефти водой. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что эксплуатацию нефтенасыщенных прослоев или пластов многопластового месторождения осуществляют раздельно с использованием метода сближения последних по вертикали, при этом эксплуатацию промежуточного пласта, заключенного между сопредельными по вертикали ранее отработанными пластами, осуществляют путем перфорации по его мощности обсадных колонн нагнетательных и эксплуатационной скважин, устанавливания пакеров над и под зонами этой перфорации и нагнетания в каждую из скважин проектного объема воды, а работы по вытеснению нефти водой ведут при удовлетворении значениями коэффициентов поглотительной способности скважин условий неравенства
Km(i±1)j>Kmij,
где i нефтеносный промежуточный пласт;
i + 1 нефтенасыщенный пласт, сопредельный по вертикали с промежуточным, расположенный выше последнего;
i 1 нефтенасыщенный пласт, сопредельный по вертикали с промежуточным, расположенный ниже последнего. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в промежуточном пласте создают интенсивную трещиноватость путем перфорирования сначала обсадных колонн нагнетательных и эксплуатационной(ых) скважин против выше и нижележащих по вертикали сопредельных с ним пластов по их мощности, нагнетания проектных объемов воды в обе зоны перфорации одновременно, а затем путем перфорирования обсадных колонн нагнетательных и эксплуатационной(ых) скважин против промежуточного пласта по его мощности, устанавливания пакеров над и под зонами перфорации обсадных колонн и нагнетания в промежуточный пласт объема воды до удовлетворения условий требования неравенства
Km(i±1)j>Kmij.
4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что при выявлении неудовлетворительного качества формирования фронта вытеснения нефти водой в скважину(ы), заводненную(ые) на конечной стадии формирования фронта, нагнетают дополнительный объем воды.