СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в стационарном режиме [1] Одним из его недостатков является то, что со временем в пласте формируются устойчивые пути фильтрации закачиваемой воды, и участки, которые закачиваемая вода обходит. В результате пласты с повышенной проницаемостью оказываются промытыми, а зоны с низкопроницаемыми коллекторами слабо дренируемыми. Коэффициент нефтеизвлечения оказывается недостаточно высоким. Для доизвлечения запасов нефти необходимы дополнительные капиталоемкие технологические мероприятия.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины [2] Известный способ позволяет извлечь увеличенное количество нефти из залежи за счет нестационарного воздействия и изменения направления потоков вытесняющего агента в пласте. Однако и он не обеспечивает извлечения нефти из всех прослоев разнопроницаемого разреза продуктивного горизонта.

В известном способе исходят из необходимости обеспечения одновременного подхода фронтов вытеснения к стягивающему ряду добивающих скважин путем учета зональной неоднородности и создания разных давлений на участках с разными фильтрационными свойствами.

Решение этой задачи предлагаемым способом вообще проблематично, а для залежей, находящихся в разработке длительное время практически неосуществимо, поскольку формирование фронта вытеснения обуславливается не только коллекторскими свойствами пластов и изменением давления, связанным с учетом зональной неоднородности, но и техногенными факторами: длительной остановкой и/или преждевременным выбытием добывающих и нагнетательных скважин. Вызываемое же этими факторами нарушение взаимодействия системы добывающих и нагнетательных скважин может привести не только к деформации, но и к полному переформированию фронтов вытеснени, сформированных в условиях работы всех скважин. В результате вообще может быть исключена возможность стягивания нефтяных целиков к ряду добывающих скважин. Проявление же этих и других техногенных факторов в известном способе не учитывается. А это снижает технологический эффект при его реализации.

Эффективность известного способа снижается также и из-за того, что воздействие осуществляется не селективно, а на весь объект разработки, без учета степени выработанности запасов и промытости различных интервалов продуктивного разреза, равно как и без учета характера распределения в нем текущих запасов нефти. Цикличность воздействия по известной технологии обеспечивает изменение состава добываемой жидкости в первую очередь за счет изменения полей фильтрации в высокопроницаемых и более выработанных коллекторах. В зонах же повышенной концентрации текущих запасов нефти, связанных с менее проницаемыми пластами, смена полей фильтрации менее интенсивна и эффект нестационарности проявляется в меньшей степени.

Отмеченные выше факторы обуславливают более низкие технологические показатели известного способа, которые связаны с необходимостью закачки больших объемов воды и добычей большего объема жидкости.

Недостатком известного способа является недостаточно высокая текущая добыча нефти.

Целью предлагаемого изобретения является повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетальные скважины, согласно изобретению на поздней стадии разработки, выявляют промытые и нефтесодержающие интервалы разреза, оценивают их емкостные и фильтрационные свойства, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают пласты и участки для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, а циклическую закачку воды производят при увеличении объемов закачки через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки.

В рекомендуемом методе таким образом обеспечивается адресное воздействие, ориентированное главным образом на участки с повышенной концентрацией текущих запасов нефти. Интенсивность воздействия на промытые участки существенно снижается. Целенаправленность воздействия обеспечивается как по разрезу путем снижения фильтрационных свойств высокопроницаемых и заводненных интервалов и увеличение их в низкопроницаемых нефтесодержащих слоях, так и по площади за счет циклического воздействия со стороны нагнетательных скважин.

Работы по выбору интервалов для регулирования фильтрационных свойств пластов-коллекторов, а затем и для циклического воздействия, базируются на результатах анализа выработки запасов нефти из объекта разработки. В этой связи выявляют промытые и нефтесодержащие пласты, определяют их емкостные и фильтрационные параметры и устанавливают характер распределения текущих запасов нефти. Надежные и информативные результаты получаются в результате проведения специальных промыслово-геофизически исследований скважин. Например, радиоактивного каротажа. По материалам исследований строят карты текущих нефтенасыщенных толщин, характеризующие распределение текущих запасов нефти.

Менее дорогостоящим способом решения задачи является математическое моделирование процесса разработки залежи или ее участка. По материалам моделирования строят карты распределения текущей нефтенасыщенности, также характеризующие распределение содержащихся в залежи запасов нефти.

Таким образом, интервалы продуктивного разреза объекты для регулирования фильтрационных свойств и циклического воздействия устанавливаются на базе знания характера распределения текущих запасов нефти и фильтрационных свойств пластов, в которых они локализованы.

Рекомендуемый метод предусматривает строго определенную последовательность в проведении работ на скважинах. Так, работы по регулированию фильтрационных свойств пластов, т.е. применение методов обработки призабойной зоны (ОПЗ), должны предшествовать осуществлению циклического воздействия. Только при такой последовательности обеспечивается большая степень выравнивания объемов поступающего в разнопроницаемые пласты рабочего агента, равно как и обеспечивается более однородный фронт вытеснения и меньшая обводненность добываемой нефти, чем в случае проведения работ в обратной последовательности (сначала циклического воздействия, а затем работ по ОПЗ).

Механизм обеспечения большей эффективности предлагаемой технологии поясняется приведенным ниже примером.

Объект разработки представлен двумя пластами. Проницаемость одного из них К₁ 1000 мкм²•10^-3, проницаемость другого К₂ составляет 100 мкм²•10^-3. Свойства флюидов и остальные геолого-физические параметры пластов, определяющие перемещение фронтов вытеснения одинаковы.

При циклическом воздействии разница в положении фронтов вытеснения, определяющаяся выражением будет трехкратной.

Сделано допущение о том, что работами по обработке призабойных зон пластов начальная проницаемость изменена вдвое. В первом пласте она снижена и составила 500 мкм²•10^-3, а во втором увеличена до 200 мкм²•19^-3.

При осуществлении циклического воздействия после работ по выравниваю фильтрационных свойств пластов разница в положении в них фронтов вытеснения, равно как и в объемам поступающей нагнетаемой воды, будет определяться величиной .

В случае проведения работ по выравниваю фильтрационных свойств пластов после циклического воздействия, в период стационарного режима закачки воды, разница в положении фронтов вытеснения, также как и в объемах поступающей в пласты воды, будет определяться отношением проницаемостей пластов и будет почти на 40% большей (500/200 2,5), чем в предыдущем случае.

Таким образом, комбинирование известных технологических операций в строго определенной последовательности, регламентируемой предлагаемым способом, обуславливает более равномерное распределение нагнетаемой воды по разнопроницаемым пластам и выравнивание в них скоростей перемещения фронтов вытеснения и, как следствие, больший технологический эффект, проявляющийся в замедлении темпов обводнения пластов, в снижении текущей обводненности продукции, в повышении текущей и суммарной добычи нефти относительно аналогичных показателей, получаемых в случае проведения этих же работ вне рекомендуемого технологического цикла. Изложенное поясняется примером (фиг.1).

На фиг. 1 изображено положение фронтов вытеснения в пластах различной проницаемости при разных условиях заводнения объекта разработки.

Условные обозначения:
1 и 2 пласты-коллекторы с проницаемостью К₁ 1000 мкм²•10^-3 и К₂ 100 мкм²•10^-3. (Проницаемость их после ОПЗ 500 мкм²•10^-3 и 200 мкм²•10^-3). 3 и 4 нагнетательная и добывающая скважины.

5-5, 6-6, 7-7, 8-8 положение фронтов вытеснения.

а. Линии 5-5 характеризуют положение фронтов вытеснения при стационарном заводнении, определяемом соотношением проницаемостей пластов . Обводненность продукции при этом составляет 70%
б. Линии 6-6 характеризуют положение фронтов вытеснения при циклическом заводнении, определяемом выражением . Обводненность продукции 62%
в. Линии 7-7 характеризуют положение фронтов вытеснения после проведения работ по регулированию фильтрационных свойств пластов после циклического воздействия, при реализации стационарного заводнения . Обводненность продукции 40%
г. Линии 8-8 характеризуют положение фронтов вытеснения после проведения работ по регулированию фильтрационных свойств пластов и реализации после этого циклического воздействия, т.е. по рекомендуемому способу. Обводненность продукции 30% .

В рассмотренном примере разница в положении фронтов вытеснения в случае реализации технологии, принятой в качестве прототипа, трехкратная, а в случае реализации рекомендуемой технологии вдвое меньшая . Соответственно ведет себя и обводненность добываемой жидкости.

На фиг. 2 показаны группы попеременно работающих нагнетательных скважин по известному способу а и по рекомендуемому б.

Пример реализации способа.

Способ опробован на одном из месторождений Западной Сибири, на участке, представляющем блок разработки, с четырех сторон ограниченный рядами нагнетательных скважин. Размеры блока 2 х 2 км.

Эксплуатационный объект составляют пласты AB31

+ AB12 Верхний горизонт представлен чередованием маломощных прослоев коллекторов и глин.

Горизонт AB12

представлен коллекторами монолитного строения и переслаиванием тонкослоистых коллекторов и глин. Проницаемость монолитов как правило выше и составляет 200-300 и иногда 400 мкм²•10^-3, а тонкочередующихся коллекторов от единиц до нескольких десятков мкм²•10^-3, а тонкочередующихся коллекторов от единиц до нескольких десятков мкм²•10^-3.

На участке пробурена 41 скважина, в т.ч. 25 добывающих и 16 нагнетательных. Количество скважин в период проведения эксперимента составляло: добывающих 25 и нагнетательных 16 скважин. Давление на линиях нагнетания 21,2 22,9 МПа. Давление в центральной части блока, т.е. в зоне отбора, 16,2-16,5-17,3 МПа. Начальное давление 17,2 МПа. Обводненность продукции перед проведением промыслово-экспериментальных работ 88,8% Месячные отборы нефти, воды и жидкости соответственно 4394 т, 36038 т и 40432 т. Месячная закачка воды 30805 м³. Коэффициент текущей компенсации - 0,85.

Циклическое заводнение осуществлялось в течение трех месяцев. Нестационарность осуществлялась путем периодической остановки (на 15 суток) определенной группы нагнетательных скважин, при работе в этот период другой группы нагнетательных скважин. А именно в одном режиме работали следующие элементы системы нагнетания: скважины северной половины западного ряда, скважины западной половины северного ряда, скважины южной половины восточного ряда и скважины восточной половины южного ряда. А остальные элементы системы ППД: скважины восточной половины северного ряда, скважины северной половины восточного ряда, скважины западной половины южного ряда, скважины южной половины западного ряда работали в другом, противоположном режиме (фиг.2а).

При такой геометрии расположения попеременно останавливаемых и работающих групп скважин обеспечивали максимальное изменение сложившегося направления потоков жидкости в залежи.

Группы попеременно работающих нагнетательных скважин, их приемистость и объемы месячной закачки по известной и предлагаемой технологиям даны в табл. 1.

По данным промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на нижележащие объекты через 8 лет после ввода в разработку рассматриваемого участка, были выявлены промытые и нефтесодержащие интервалы продуктивного разреза. По данным промыслово-геофизических исследований скважин опытного участка (АСОИГИС) при учете материалов исследований отмеченной выше группы скважин оценили емкостно-фильтрационные свойства промытых и нефтесодержащих прослоев. По этим данным построили схему изменения текущих нефтенасыщенных толщин.

По комплексу геолого-геофизических и промысловых данных создали фильтрационную модель объекта разработки в пределах участка. На модели воспроизвели историю его разработки и построили карту расчетных значений текущей нефтенасыщенности.

По комплексу материалов, включающих карты текущих нефтенасыщенных толщин и карты текущего значения коэффициента нефтенасыщения и других материалов по исследованию скважин, установили характер распределения текущих запасов нефти в объекте разработки.

По совокупности всех данных наметили интервалы для выравнивания фильтрационных свойств коллекторов объекта. В качестве таковых приняты высокопроницаемые коллекторы монолитного строения, локализованные в нижней части разреза пласта AB12

в нагнетательных скважинах северного и западного разрезающих рядов. Было установлено, что зона с большей текущей нефтенасыщенностью и большими текущими нефтенасыщенными толщинами оказалась асимметричной и локализованной не в центре блока разработки, а смещенной в юго-восточную его часть и вытянутую в направлении с юго-запада на северо-восток. Такая конфигурация в существенной степени связана с длительным бездействием нагнетательных скважин восточного, а также южного разрезающих рядов.

Основываясь на полученных результатах, для предотвращения оттеснения нефти в краевую, юго-восточную зону блока, в четырех нагнетательных скважинах (через одну) западного и северного разрезающих рядов провели выравнивание приемистости разреза, путем заказчи фильтрующихся гелеобразующих составов (ГОС), повысив тем самым гидродинамическое сопротивление нижних высокопроницаемых монолитов пласта AB12

(табл.1). Использовался ГОС-1 (карбоксилметилцеллюлозы 2,5% лигносульфоната-КССБ и бихромата натрия по 1% ). Объем закачки составил по скважинам 1, 3, 14 и 15 соответственно 20, 30, 25 и 35 м³ в соответствии с толщинами интервалов пласта AB12, подлежащих обработке (РД 39-0147035-254-88Р). В табл.1 показана приемистость этих скважин до и после ОПЗ.

После работ по ОПЗ участок разрабатывался в течение трех месяцев в условиях стационарного заводнения, при этом обводненность продукции составила 73,6% После этого перешли на циклическое воздействие, но не по прежней схеме, а по измененной с учетом адресности текущих запасов. По новой измененной схеме в противофазе работали также две группы нагнетательных скважин. Так, при работе скважин первой группы скважины западного и северного нагнетательных рядов, скважины второй группы находились в остановке скважины восточного и южного рядов (фиг.2б). А при работе скважин второй группы в остановке находились скважины первой группы. Продолжительность работы скважин первой группы 15 суток, а скважин второй группы 20 суток. Соответственно время остановки составляло 15 и 10 суток. Такой порядок работы обеспечивал большие объемы нагнетания и стороны нагнетательных рядов, в направлении которых сместилась зона повышенной концентрации запасов. Превышение составило 67% или 19540 м³ против 11540 м³ (табл.1). В таких условиях процесс осуществлялся в течение трех месяцев. При этом обводненность добываемой нефти составил 70,3% т.е. снизилась на 17,3% относительно обводненности нефти, добываемой по известной технологии.

Все сведения о добыче нефти, жидкости и обводненности продукции при отмеченных выше условиях разработки приведены в табл.2. Из рассмотрения материалов таблицы следует:
при последовательном проведении работ по циклическому воздействию, а затем выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, т.е. без их целенаправленного комплексирования, эффект в виде дополнительной добычи нефти составил 3922 т, в т.ч. за счет циклического воздействия 1173 т и за счет регулирования приемистости скважин 2749 т;
при проведении работ по рекомендуемому методу, т.е. при их целенаправленном комплексировании и реализации в едином технологическом цикле, эффект в виде дополнительной добычи составил 4823 т, в т.ч. за счет работ по регулированию приемистости нагнетательных скважин 2749 т и за счет циклического воздействия 2074 т.

Дополнительная добыча по рекомендуемой технологии на 901 т или на 34,8% превысила добычу нефти по известной технологии. В этом превышении проявился синергетический эффект, обусловленный новым качеством.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с расчлененным разнопроницаемым разрезом. Задачей изобретения является увеличение текущей добычи нефти. Поставленная задача достигается тем, что в залежи неравномерно заводненной закачанной водой выявляют промытые и нефтесодержащие интервалы разреза, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти, выявляют зоны с различной концентрацией запасов. Затем выбирают пласты и участки для направленного циклического воздействия на локализованные в них запасы. После этого проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, повышая гидродинамическое сопротивление высокопроницаемых интервалов разреза в нагнетальных скважинах. Затем осуществляют циклическую закачку воды при увеличении объемов нагнетания через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки. 2 ил. 2 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки выявляют промытые и нефтесодержащие интервалы разреза, оценивают их емкостные и фильтрационные свойства, устанавливают характер распределения текущих запасов нефти построением карт текущих нефтенасыщенных толщин и/или коэффициента текущего нефтенасыщения, выявляют зоны с различной концентрацией текущих запасов нефти, намечают пласты и участки для воздействия на локализованные в них запасы, проводят работы по выравниванию фильтрационных свойств пластов в скважинах, а циклическую закачку воды производят при увеличении объемов закачки через нагнетательные скважины тех рядов, в направлении которых сместилась зона повышенного нефтенасыщения, обеспечивая перемещение нефти к добывающим скважинам и предотвращая ее перемещение в заводненные участки.