СПОСОБ ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи с уточняемыми параметрами пластов и режимов разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины [1]
Известный способ позволяет выработать основные запасы залежи, однако значительная часть извлекаемых запасов остается в залежи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ выработки нефтяного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение возмущающих скважин и реагирующих скважин, создание периодических колебаний дебита возмущающих скважин, по прошествии трех периодов колебаний остановку реагирующих скважин и замер изменения давления в течение двух периодов осуществление гармонического анализа зависимостей дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах, определение фазы и амплитуды гармоник этих колебаний, изменение пластового давления на участке разработки и определение тех же характеристик.

Известный способ позволяет определить характеристики пласта и учесть их при разработке залежи, что приводит к увеличению нефтеотдачи залежи, однако при выработке нефтяного пласта в соответствии с этим способом не удается повысить охват пласта по толщине, что снижает нефтеотдачу залежи.

В изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе выработки нефтяного пласта, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение возмущающих нагнетательных скважин и реагирующих добывающих скважин, создание периодических колебаний дебита возмущающих скважин, по прошествии трех периодов колебаний остановку реагирующих скважин и замер изменения давления в течение двух периодов, осуществление гармонического анализа зависимости дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах, определение фазы и амплитуды гармоник этих колебаний, изменение пластового давления на участке разработки и определение тех же характеристик, согласно изобретению возмущающие скважины выделяют в обводненной зоне залежи, а реагирующие скважины выделяют в нефтяной зоне залежи, перед созданием периодических колебаний дебита в возмущающих скважинах и перед замерами изменения давления в реагирующих скважинах меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плоскостью 0,7-0,8 г/см³, при изменении пластового давления на участке разработки и определении характеристик изменяют пластовое давление в пределах до 4 МПа от гидростатического, определяют интервал пластового давления, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта, и изменяют работу скважин для установления этого интервала, при этом поддерживают забойные давления в добывающих скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления. Кроме того, определяют гидродинамические параметры заводненной и нефтяной зоны и положение фронта вытеснения и проводят гидродинамическое воздействие на пласт в соответствии с технологической схемой разработки. При разработке нефтяной залежи часть извлекаемых запасов нефти остается в пластах, и соответственно нефтеотдача залежи снижается. В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается за счет повышения информативности об эксплуатируемом объекте и перехода к контролю и управлению выработки продуктивных горизонтов. Для решения задачи применяют следующую совокупность операций.

При выработке нефтяного пласта отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Определение гидродинамических параметров межскважинных интервалов пласта осуществляют методом фильтрационных волн давления (ФВД). В обводненной зоне выделяют возмущающие скважины, в нефтяной зоне выделяют реагирующие скважины. Обводненную и нефтяную зоны выделяют ориентировочно, учитывая срок разработки залежи и обводненность добываемой продукции в добывающих скважинах. В выделенных возмущающих скважинах меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см³ и создают периодические колебания дебита скважин. При этом по продуктивному пласту распространяются волны изменения давления. По прошествии не менее трех периодов колебаний, необходимых для релаксации пласта и установления в пласте задаваемого закона изменения колебаний, останавливают реагирующие скважины, меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см³ и замеряют изменение давления в течение двух и более периодов колебаний. В этом случае замер колебаний расхода (дебита) и давлений осуществляют на устье скважин с помощью дистанционных расходомеров и манометров, за счет чего происходит повышение точности и достоверности результатов измерений. Заполнение скважин углеводородной жидкостью приводит к исключению эффекта разгазирования нефти, за счет чего также повышается точность и достоверность результатов измерений. В результате замеров определяют амплитуды дебитов (расходов) и давлений, сдвиги фаз. Осуществляют гармонический анализ зависимости дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах. При этом определяют фазы и амплитуды гармоник этих колебаний. Расчитывают эффективные значения фильтрационных параметров пласта: пьезопроводности, гидропроводности и приведенные радиусы скважин. Увеличивают и уменьшают пластовое давление на участке разработки в пределах до 4 МПа от гидростатического и определяют те же характеристики при измененных пластовых давлениях. В результате анализа определяют интервал пластового давления, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта, то есть максимальная нефтеотдача пласта. Изменяют работу скважин для установления этого интервала. Изменение работы скважин проводят, поддерживая забойные давления в добывающих скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления. Этим обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта вблизи скважины в сочетании с наиболее полной выработкой пласта по толщине.

При необходимости изменения или реализации технологической схемы разработки, связанной с установлением или изменением фронта вытеснения, например, при создании разрезающих рядов, определяют гидродинамические параметры заводненной и нефтяной зоны и положение фронта вытеснения и проводят гидродинамическое воздействие на пласт в соответствии с технологической схемой разработки.

Пример 1. Разрабатывают продуктивный пласт До Березовской площади Ромашкинского нефтяного месторождения, схема которого представлена на фиг.1. На участке разработки закачивают рабочий агент воду, через нагнетательные скважины NN 21713, 21715, 21716 и 21718. Отбирают нефть (пластовые флюиды) через добывающие скважины NN 8000, 8001, 8037, 8038, 8134, 21714. На фиг.1 обозначены расстояния между скважинами в метрах и линией граница фронта вытеснения.

Гидропрослушивание (пьезометрию) межскважинных интервалов участка пласта осуществляют методом фильтрационных волн давления (ФВД) с возмущающих нагнетательных скважин 21715 и 21716, расположенных в обводненной зоне, в направлении реагирующих добывающих скважин 8038, 21714, 8001, расположенных в нефтяной зоне, с периодом ФВД Т=48 ч, практически исключающим влияние релаксационных эффектов на распространение ФВД. По прошествии трех периодов колебаний проводят остановку реагирующих скважин и замер изменения давления в течение двух периодов. Замер колебаний расхода (дебита) и давлений осуществляют на устье скважин с помощью дистанционных расходомеров "Турбоквант" класса 1,0 и манометров типа ПДВТ класса 0,5. Предварительно для создания избыточного давления на устье скважин и исключения эффекта разгазирования нефти жидкость в стволе скважин меняют на дистиллят плотностью 0,78 г/см³. Данные пьезометрии интервалов пласта амплитуды дебитов (расходов) и давлений, сдвига фаз, а также расчитанные эффективные значения фильтрационных параметров пласта (ФПП) пьезопроводности, гидропроводности и приведенные радиусы возмущающих скважин 21715 и 21716, представлены в табл.1 и 2.

Расчет ФПП проводят с использованием точных соотношений по модели классического упругого режима фильтрации КМ [3]
Определяют фильтрационные параметры заводненной зоны пласта.

В соответствии с данными табл.1 максимальные значения ФПП, полученные для интервала пласта между скважинами 21715 и 8000, принимают за параметры заводненной зоны пласта. При этом пренебрегают влиянием релаксационных эффектов на распространение ФВД. В этом интервале фронт нагнетания воды от скважины 21715 дошел до скважины 8000, что подтверждается высокой обводненностью продукции скважины 8000, которая составляет 80%
Для уточнения фильтрационных параметров заводненной зоны, определения модели фильтрации, времен релаксации и их влияния на данные распространения ФВД проведено дополнительное гидропрослушивание интервала пласта со скважины 21715 на скважину 8000 с периодом Т-6 ч. Результаты исследований и расчетов параметров по классической модели [3] и моделям с релаксационным законом фильтрации и с релаксационно-сжимаемой редой [2] приведены в табл.3 и 4. Из табл. 4 видно, что меньшую в 2 раза среднеквадратичную ошибку, равную 0,135 Е-1 дает идентификация параметров по модели с релаксационным законом фильтрации, чем идентификация по модели с релаксационносжимаемой средой (0,290 Е-1). При этом ФПП имеют следующие значения: пьезопроводность κ = 2,02 м²/c, гидропроводность ε = 83,3, приведенный радиус скважины r_c 3 м.

Из сравнения результатов расчета по моделям КМ и РЗФ видно, что различия в значениях пьезопроводности и гидропроводности для Т 48 ч не превышают 1% что подтверждает возможность применения КМ для интерпретации данных при исследовании пласта на периоде Т= 48 ч с погрешностью определения ФПП не более 1%
Проводят определение фильтрационных параметров для нефтяной зоны пласта.

Для определения ФПП нефтяной зоны дополнительно проводят гидропрослушивание интервала со скважины 8000 на скважину 21714 на режиме излив-остановка с периодом ФВД= 48 ч. Результаты исследований и расчетов параметров приведены в табл. 5 и 6. Фильтрационные параметры для нефтяной зоны приняты равными: пьезопроводность κ = 0,67 м²/с, гидропроводность ε = 0,4•10^-3 м³/МПА•c.. Обводненность продукции скважины 21714 составляет 5-6%
Проводят определение оптимального пластового давления.

Для определения величины пластового давления, при котором максимальна гидропроводность пласта, а значит и эффективно работающая толщина пласта, снимают зависимость гидропроводности от пластового давления для интервала пласта между скважинами 21715 и 8000. Исследования проводят на периоде Т-48 ч на режиме работы возмущающей скважины "нагнетание-остановка" при подъеме давления на участке не более, чем на 4 МПа. Результаты представлены в табл.7 и на фиг.2.

Из фиг. 2 следует, что зависимость коэффициента гидропроводности пласта от пластового давления имеет колоколообразный вид. За оптимальную величину пластового давления принимают интервал значений пластового давления от 15 до 17 МПа, при которых максимальны как гидропроводность пласта, так и его эффективно работающая толщина.

Изменяют работу скважин участка разработки, поддерживая пластовое давление в пределах 15-17 МПа.При этом поддерживают забойные давления в добывающих скважинах не менее 11-13 МПа, а забойные давления в нагнетательных скважинах на более 19-21 МПа.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Определяют положение фронта нагнетания воды в межскважинных интервалах. Для этого принимают модель поршневого вытеснения. Используют точные аналитические соотношения, полученные в работе [4]
Определяют пьезопроводность нефтяной, обводненной зоны и общую пьезопроводность между скважинами. На основании этих данных расчитывают местоположение границы водонефтяной зоны между скважинами, то есть фронта вытеснения. Зная местоположение границы водонефтяной зоны между разными парами скважин, строят границу фронта вытеснения по участку разработки. Результаты определения фронта вытеснения представлены на фиг.1. При этом определяют скважины, к которым подошел фронт вытеснения и которые целесообразно переводить в нагнетательные, намечают мероприятия по выравниванию или наоборот по конфигурации фронта вытеснения за счет изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. На фиг.1 показана скважина 8000, к которой подошел фронт вытеснения и которую целесообразно переводить в нагнетательную.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

По способу вырабатывают нефтяной пласт. Проводят отбор нефти через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. На залежи в обводненной зоне выделяют возмущающие скважины. В нефтяной зоне выделяют реагирующие добывающие скважины. В выделенных возмущающих скважинах меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см³. Затем создают периодические колебания дебита скважин. По прошествии трех периодов колебаний останавливают реагирующие скважины. Меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7-0,8 г/см³. Замеряют изменение давления в течение двух периодов. Осуществляют гармонический анализ зависимости дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах. Определяют фазы и амплитуды гармоник этих колебаний. Увеличивают и уменьшают пластовое давление на участке разработки в пределах до 4 МПа от гидростатического. Определяют те же характеристики при измененных пластовых давлениях. Определяют интервал пластового давления, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта. Изменяют работу скважин для реализации этого интервала. Поддерживают забойные давления в добывающих скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления. 1 з.п.ф-лы, 7 табл., 2 ил.

1. Способ выработки нефтяного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение возмущающих скважин и реагирующих добывающих скважин, создание периодических колебаний дебита возмущающих скважин, по прошествии трех периодов колебаний остановку реагирующих скважин и замер изменения давления в течение двух периодов, осуществление гармонического анализа зависимости дебита и давления от времени на возмущающих скважинах и давления от времени на реагирующих скважинах, определение фазы и амплитуды гармоник этих колебаний, изменение пластового давления на участке разработки и определение тех же характеристик, отличающийся тем, что возмущающие скважины выделяют в обводненной зоне залежи, а реагирующие скважины выделяют в нефтяной зоне залежи, перед созданием периодических колебаний дебита в возмущающих скважинах и перед замерами изменения давления в реагирующих скважинах меняют скважинную жидкость на углеводородную жидкость плотностью 0,7 0,8 г/см³, при изменении пластового давления на участке разработки и определении характеристик изменяют пластовое давление в пределах до 4 МПа от гидростатического, определяют интервал пластового давления, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта, и изменяют работу скважин для установления этого интервала, при этом поддерживают забойное давление в добывающих скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют гидродинамические параметры заводненной и нефтяной зоны и положение фронта вытеснения и проводят гидродинамическое воздействие на пласт в соответствии с технологической схемой разработки.