СПОСОБ ВЫБОРА МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ТЕРРИГЕННЫХ ПЛАСТОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/25 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений с терригенными коллекторами на поздней стадии разработки с применением физико-химических и гидрохимических методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) добываемых скважин.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ выбора методов воздействия на призабойную зону терригенных пластов в добывающих скважинах на поздней стадии разработки, включающей предварительное определение технологической эффективности видов воздействия по ранее обработанным скважинам, выявление групп скважин по параметрам технологической схемы и выбор методов воздействия на них по результатам предварительно определенной технологической эффективности.

Недостатки известного способа:
при выделении групп скважине при анализе полученных в процессе обработки результатов для последующего определения наиболее эффективных вариантов обработки призабойной зоны (ПЗП) опущена дифференциация скважин по дебитам жидкости (q_ж), а это схематизирует конечные результаты оценок, т.к. для скважин разных диапазонов q_ж одна и та же технология дает, как показало обобщение соответствующего материала по группе месторождений Западной Сибири, разные результаты. Так глинокислотные обработки оказались весьма эффективными для скважин с дебитами жидкости до 10 15 т/с и практически безрезультатыми для скважин с 100 т/с и более;
при оценке результативности метода воздействия опущен учет отрицательных результатов ОПЗ.

Упомянутое выше обобщение материала по более чем 2000 скважинно-операциям показало, что отрицательные результаты ОПЗ оказываются соизмеримыми с положительными. И пренебрежение их учетом при оценке результативности той или иной технологии (метода) воздействия на ПЗП может привести к неправильным результатам.

В известном методе при оценке результативности ОПЗ опущено выявление механизма получения прироста добычи нефти (за счет прироста q_ж или за счет увеличения нефтесодержания в жидкости или в силу обоих этих факторов), знание которых позволило бы более обоснованно планировать работы по ОПЗ.

В известном методе опущен учет успешности выполнения работ по ОПЗ, определяемой коэффициентом успешности.

Недоучет этого фактора также может привести к неправильным выводам относительно результативности анализируемых методов воздействия.

Отмеченные недостатки известного способа снижают эффективность его практического применения и свидетельствуют о необходимости усовершенствования.

Целью изобретения является повышение текущей добычи нефти за счет применения методов воздействия, обеспечивающих наибольший прирост добычи нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе выбора методов воздействия на призабойную зону терригенных пластов в добывающих скважинах на поздней стадии разработки, включающем предварительное определение технологической эффективности видов воздействия по ранее обработанным скважинам, выявление групп скважин по параметрам технологической схемы и выбор методов воздействия на них по результатам предварительной определенной технологической эффективности, группы скважин формируют по диапазонам изменения дебита жидкости с учетом успешных и неуспешных операций с выделением долей эффекта, обусловленных изменением отбора жидкости, обводненности скважин, метод воздействия выбирают по расчетным максимальным значениям показателей эффективности, а для первоочередного воздействия выбирают скважины, обеспечивающие наибольший прирост текущей добычи, в последнюю очередь воздействуют на скважины, дающие наименьший прирост добычи нефти.

На чертеже представлены графики зависимости фактической и прогнозной обводненности от накопленного отбора жидкости.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Проводят оценку технологической эффективности работ по воздействию на ПЗП по каждой скважине, в том числе и по скважинам с отрицательными результатами.

Расчет проводят по методу, основанному на использовании характеристик вытеснения, путем построения на вероятностной бумаге зависимости текущей обводненности продукции (β_в) от накопленного отбора жидкости (1_пΣQ_ж) за период, предшествующий проведению воздействия t₁, и за период оценки технологического эффекта t₁. В общем случае должно быть вдвое больше, чем время t₂. Рассчитывают не только общий технологический эффект ΔQ_{н (общ)}, но и его составляющие: долю эффекта, обусловленную изменением дебита жидкости после проведения в скважине работ по воздействию ΔQ_{н (отб)}, и долю, связанную с изменением обводненности продукции в результате воздействия ΔQ_н(обв).

1.1. Общий технологический эффект ΔQ_{н (общ)} определяют как разность между количеством фактически добытой после воздействия нефти ΔQ_н.ф. и объемом расчетной добычи нефти за аналогичный период времени _.расч, т.е. объемом которой мог бы быть получен при сохранении дебита скважины по жидкости, который имел место до воздействия и сохранения тенденции изменения текущей обводненности от объема добываемой жидкости, сложившейся в период, предшествующий проведению воздействия.

где Q_н.ф. фактически добытое количество нефти за период оценки технологического эффекта;
;
количество жидкости, которое было бы добыто за период оценки технологического эффекта при сохранении дебита скважины по жидкости на том же уровне, который был до воздействия;
средняя расчетная обводненность продукции, которая имела бы место при сохранении тенденции ее изменения, сложившейся до воздействия при расчетном объеме добычи жидкости Q_ж.расч..

1.2. Доля технологического эффекта в виде дополнительной добычи нефти, обусловленная изменением обводненности продукции в результате проведения в скважине работ по воздействию ΔQ_н (обв) определяется из выражения


где Q_ж.ф. фактически добытое количество жидкости за период оценки технологического эффекта;
средняя расчетная обводненность продукции, которая имела бы место при сохранении тенденции ее изменения, сложившейся до воздействия при фактических отборах жидкости
1.3. Долю технологического эффекта в виде дополнительной добычи нефти, обусловленную изменением отбора жидкости после проведения в скважине работ по воздействию Q_{н. (отб)} определяют как разность между общим технологическим эффектом и долей эффекта, обусловленной изменением обводненности продукции
ΔQ_н(отб)=ΔQ_н(общ)-ΔQ_н(обв)... (3)
2. Рассчитывают показатели, характеризующие результативность каждого из реализованных видов воздействия. Для этого по результатам поскважинных оценок и эффективности ранее проведенных обработок для групп скважин, объединенных по диапазонам изменения дебитов жидкости, проводят расчет следующих коэффициентов:
коэффициент успешности (К_у) определяется отношением количества операций с положительным результатом к их общему количеству ;
коэффициент фактической эффективности (К_эф.ф) определяется отношением прироста добычи нефти по всему фонду обработанных скважин за фиксированный (предшествующий) период времени (1-2 года) к объему добычи нефти, который был бы обеспечен этими же скважинами, если бы в них не были бы проведены работы по воздействию, т.е. к значению Q_{н. расч.} или к базовому уровню добычи нефти

Коэффициент расчетной эффективности характеризует эффективность технологий, исходя из допущения того, что по всем обработанным скважинам был бы получен положительный результат, т.е. К_у был бы равен единице.

Базовый уровень добычи нефти определяется как разность между фактически добытым объемом нефти и приростом добычи

Величина Q_{н. расч.} определяется еще и по формуле (Ia).

3. Производят оценку технологической эффективности реализованных технологий и выявление на этой основе наиболее результативных видов воздействия.

Результаты обработки удобно систематизировать по форме, приводимой в табл. 1.

Из приведенных материалов следует, что реализуемые на промысле технологии обладают различной эффективностью и поэтому при планировании воздействий на скважины выделяемых групп следует обработку скважин с дебитами жидкости до 10 т/с осуществлять солянокислотным воздействием, а на скважины с дебитами в диапазоне 10-50 т/с воздействовать глинокислотными растворами. В скважинах с большими дебитами более результативны ацетонокислотные обработки.

4. После выбора технологий, обеспечивающих лучшую результативность работ по воздействию, выявляют скважины, снизившие продуктивность в процессе эксплуатации. Эта операция осуществляется обычно путем излучения динамики дебитов скважин. Учитываются дебиты нефти и жидкости ( табл. 2).

5. По материалам оценок степени снижения потенциала скважин им устанавливают очередность проведения работ. Последовательность обработок для рассмотренного примера отражена в табл. 3.

Пример реализации способа
Предлагаемый способ опробовался на Самотлорском месторождении.

Продуктивный разрез Самотлорского месторождения представлен переслаиванием песчаноглинистых пород. Выделено семь эксплуатационных объектов. Это пласты сверху вниз ABI³, AB-2, AB4-5, БВ БВ8_1-2, БВ3 и БВ-10. Наиболее продуктивными являются горизонты АВ4-5 и БВ8, представленные сравнительно выдержанными по простиранию песчано -алевролитовыми породами.

Остальные объекты характеризуются резкой лито-фацильной изменчивостью слагающих пород. Они сильно расчленены, коллектора замещаются глинами, причем смена пород происходит на незначительных расстояниях (50-100 м).

Разработка осуществляется при внутриконтурном заводнении блоковыми системами, усиленными дополнительными очагами. Все основные залежи находятся на поздней стадии разработки и сильно обводнены. В табл. 4 приведены сведения о коллекторских свойствах и даны текущие технологические показатели разработки залежей.

Месторождение разрабатывается более 20 лет. В процессе эксплуатации продуктивность скважин снижается. Для ее восстановления и повышения используются различные методы воздействия: физико-химические и гидромеханические. Масштабность их применения и эффективность различных, а предпочтительность однозначно пока не установлена. На примере одного из НГДУ, разрабатывающего Самотлорское месторождение, проведено внедрение предлагаемого способа выбора вида воздействия на ПЗП добывающих скважин. В соответствии с предлагаемой последовательностью работ вначале был обобщен материал по всем видам воздействия на ПЗП за предыдущий период (1986-1990 гг) по 2100 скважинно -операциям.

Для последующего анализа использовалась выборка из 630 операций. Это так называемые "чистые" воздействия: одноразовая обработка и затухание эффекта естественным образом.

Для каждой из этих 630 скважино-операций была оценена технологическая эффективность воздействия. В дальнейшем использовались значения эффекта (положительного и отрицательного) за первые три месяца после обработки. Перед изложением конечных результатов, иллюстрирующих эффективность технологий, приводятся материалы общего характера, характеризующие результативность работ по воздействию на ПЗП (табл. 5 и 6).

Приведенные данные иллюстрируют справедливость положения о необходимости учета всех, в том числе и неуспешных операций при оценке результирующего значения технологической эффективности конкретного воздействия. Особенно это видно на примере соляно-кислотных обработок. Как видно, этот вид ОПЗ, обеспечив прирос среднесуточной добычи в 1969 г по группе неуспешных скважин, привел к потере практически такого же количества нефти 1626 т. Прирост дебита нефти и его снижение были получены по одинаковому количеству скважин, 168 и 167 соответственно.

Результаты оценок общих технологических эффектов операций, в том числе и доли, обусловленной изменением объема добываемой жидкости и изменением обводненности продукции, сгруппированы по диапазонам изменения дебитов скважин по жидкости.

Затем в соответствии с рекомендуемой последовательностью проведения расчетов произвели оценки коэффициентов успешности, фактической и расчетной эффективности. В табл. 7 приведены результаты расчетов.

Из рассмотрения материалов следует, что реализованные и реализуемые методы воздействия характеризуются различной результативностью; различна и их успешность и эффективность. Причем характерно то, что один вид воздействия не является оптимальным для всех выделенных групп скважин. Так, для скважин минимальной производительности с дебитами до 50 т/с, наибольшая результативность свойственна методу импульсивного воздействия посредством генератора гидродинамических колебаний (СГГК). Это выражается высокими значениями коэффициентов успешности и эффективности. Причем дополнительные отборы нефти обусловлены главным образом увеличением отборов.

Для группы скважин с дебитами жидкости в диапазоне 5-10 т/с наибольшая результативность была получена при применении термогазохимического воздействия, причем и в этом случае эффект обусловлен главным образом увеличением отбора жидкости.

Для следующих двух групп скважин с дебитами жидкости 10 -50 и 50-100 т/с более высокие показатели характерны для технологии воздействия посредством создания гидродинамических колебаний (СГГК).

Из полученных результатов следует и общий вывод о более низкой результативности всех видов кислотных обработок и о предпочтительности применения импульсных гидромеханических методов.

После обоснования на материалах работ по воздействию за предшествующий период наиболее результативных технологий ОПЗ была проведена работа по выявлению скважин, снизивших свою производительность, и оценено снижение потенциала.

По убыванию этого показателя произведено ранжирование скважин. В результате для практического использования была составлена программа работ по воздействию на ПЭП, включающая выбор вида воздействия и очередности проведения работ согласно рекомендациям предлагаемого способа.

Практическая реализация предлагаемого метода позволяет обеспечить большой уровень текущей добычи нефти в целом по залежи (объекту), снизить трудозатраты на проведение работ по ОПЗ, обеспечить экономию материалов и химреагентов, а также уменьшить текущие финансовые затраты, что позволяет сделать указанный выше вывод о его неочевидности и практической применимости.

Использование: изобретение относится к разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений с терригенными коллекторами на поздней стадии разработки. Сущность изобретения: предварительно определяют технологическую эффективность видов воздействия по ранее обработанным скважинам. Выявляют группы скважин по параметрам технологической схемы и методы воздействия на них по результатам предварительно определенной технологической эффективности. Группы скважин формируют по диапазонам изменения дебита жидкости. Проводят оценку технологической эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта по каждой скважине. Рассчитывают показатели, характеризующие результативность каждой из реализованных технологий с выделением долей эффекта, обусловленных изменением отбора жидкости, обводненности скважин. Метод воздействия выбирают по расчетным максимальным значениям показателей эффективности. Для первоочередного воздействия выбирают скважины, обеспечивающие наибольший прирост текущей добычи. В последнюю очередь воздействуют на скважины, дающие наименьший прирост добычи нефти. Использование изобретения повышает текущую добычу нефти за счет применения методов воздействия, обеспечивающих наибольший прирост добычи нефти. 1 ил., 7 табл.

Способ выбора методов воздействия на призабойную зону терригенных пластов в добывающих скважинах на поздней стадии разработки, включающий предварительное определение технологической эффективности видов воздействия по ранее обработанным скважинам, выявление групп скважин по параметрам технологической схемы и выбор методов воздействия на них по результатам предварительно определенной технологической эффективности, отличающийся тем, что группы скважин формируют по диапазонам изменения дебитов жидкости, проводят оценку технологической эффективности работ по воздействию на призабойную зону пласта по каждой скважине, в том числе и по скважинам с отрицательными результатами, рассчитывают показатели, характеризующие результативность каждого из реализованных видов воздействия, проводят оценку технологической эффективности реализованных технологий, при этом выделяют доли эффекта, обусловленные изменениями отбора жидкости и обводненности продукции скважин, метод воздействия выбирают по расчетным максимальным значениям показателей эффективности, для первоочередного воздействия выбирают скважины, обеспечивающие наибольший прирост текущей добычи, а в последнюю очередь воздействуют на скважины, дающие наименьший прирост добычи нефти.