СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а более конкретно - к технологии эксплуатации скважин нефтяных пластов, разработка которых осуществляется на естественном водонапорном режиме без применения поддержания пластового давления и заводнения.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме путем уплотнения сетки добывающих скважин [1] . Применение этого способа позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет создания условий для более равномерного продвижения фильтрационных потоков по пласту и уменьшения количества застойных нефтенасыщенных зон в пласте. Недостатком способа уплотнения сетки добывающих скважин является необходимость бурения новых скважин, что требует больших капвложений.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта путем применения форсированного отбора жидкости из обводненных нефтяных пластов и скважин [2]. Недостатками этого способа являются значительное повышение эксплуатационных расходов по подъему жидкости из скважин и необходимость капвложений для расширения обустройства месторождений для подготовки нефти.

Известен способ повышения нефтеотдачи пласта путем заводнения отдельных участков пласта, которые при разработке на естественном водонапорном режиме остались недостаточно выработанными [3]. Повышение нефтеотдачи пласта при этом способе достигается путем применения метода поддержания пластового давления на отдельных участках пласта, в которых выработка пласта при естественном водонапорном режиме разработки протекает недостаточно эффективно. Недостаток способа - необходимость капвложений для обустройства участков для применения способа заводнения в поздней стадии эксплуатации залежи, что не всегда компенсируется полученной дополнительной добычей нефти.

За прототип принят способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий его разработку на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами [4] . Этот способ осуществляют путем циклического изменения объема закачиваемой в пласт воды при искусственном заводнении пласта или путем цикличного отбора жидкости из пласта при естественном водонапорном режиме разработки залежи. Сущность способа заключается в том, что в пласте искусственно создают неустановившееся состояние давления и движение жидкости. При этом в пласте возникают благоприятные условия для эффективного проявления упругости пласта и капиллярных сил жидкости, под действием которых полнее вытесняется нефть водой.

Недостатком этого способа является то, что гидродинамический эффект проявляется только в результате возможного межслойного перемещения жидкости и вытеснения нефти из менее проницаемых слоев в высокопроницаемые слои по толщине пласта, а также выравнивания насыщенности нефтью и водой смежных слоев капиллярными силами. Способ не позволяет управлять фильтрационным потоком по простиранию пласта, в результате чего не достигается существенного повышения нефтеотдачи пласта.

Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме за счет ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта, в водный период добычи нефти из скважин. Необходимый технический результат достигается тем, что в способе скважины группируют по три и более без скважины в середине группы и эксплуатируют их на режиме последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока.

Сущность предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пласта заключается в ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта, разрабатываемого на естественном водонапорном режиме.

Изобретение основывается на известном положении подземной гидрогазодинамики - инерференции скважин и особенностей определения результирующих потенциала и скорости фильтрации в разрабатываемом пласте [6]. Известно, что результирующий потенциал течения в любой точке пласта получается алгебраическим суммированием потенциалов каждой скважины в отдельности; результирующая скорость - геометрическим суммированием скоростей (по правилу многоугольника), определяемых каждой скважиной в отдельности:

,
где
Ф и - результирующие потенциал и скорость фильтрации;
q - дебит скважины на единицу толщины пласта;
r - расстояние от скважины до рассматриваемой точки пласта;
- вектор скорости, направленный от рассматриваемой точки пласта до скважины;
C - постоянная величина;
n - число скважин.

При последовательном изменении величины отборов жидкости из этих скважин результирующий вектор скорости течения жидкости в точках пласта внутри группы совершает вращательное движение вокруг центра, что и обеспечивает ликвидацию образовавшихся при непрерывной эксплуатации скважин застойных нефтенасыщенных зон и повышение нефтеотдачи пласта.

На фиг. 1 приведены в качестве примера (для случая шеститочечной системы размещения равнодебитных скважин по площади участка пласта) направления главных векторов скоростей для точки в центре группы скважин в процессе непрерывной стационарной их работы; здесь же приведен результат геометрического суммирования этих векторов скоростей потока. Как видно из фиг. 1, результирующий вектор скорости в центре группы скважин равен нулю.

На фиг. 2 в качестве примера для идентичного случая приведены последовательные положения результирующего вектора скорости фильтрационного потока жидкости для точки в центре группы скважин (I - VI) при последовательной остановке скважин (N1 - N6) в процессе их эксплуатации. Для упрощения расчетов и наглядности результатов при графической их иллюстрации дебиты жидкости всех скважин приняты одинаковыми, что обуславливает равенство длин векторов скоростей скважин. Величина угла отклонения ϕ результирующего вектора скорости при последовательной остановке скважин (отсутствующий главный вектор скорости к этим скважинам при их остановке, на фиг. 2 обозначен пунктиром) обусловлена числом скважин группы и равна ϕ== 360/n. При последовательной остановке всех скважин группы (полный цикл) сумма углов ϕ при любом числе скважин составляет 360^o.

Последовательная остановка одной скважины группы или последовательное изменение величины отбора из этих скважин в рассматриваемом случае является технологическим приемом для изменения направления результирующего вектора скорости потока.

Применение способа обусловлено высоким процентом обводненности группы скважин, при котором потеря добычи нефти в результате остановки одной скважины группы незначительна по сравнению с дополнительной добычей нефти, получаемой в результате ликвидации застойных нефтенасыщенных зон пласта и снижения обводненности скважин группы.

Если учесть, что при последовательной остановке одной скважины группы интерференция скважин будет меньше и дебит работающих скважин будет несколько больше, чем при стационарной работе всех скважин группы, то потеря добычи нефти в результате последовательной остановки одной скважины группы будет незначительна. Указанное вытекает из теоретических положений эксплуатации многоскважинных систем пласта [5].

При допущении, что давления скважин P_j и радиусы скважин r_j одни и те же различных скважин для двухмерной системы распределение давления во всех точках определяется выражениями:


где
r_j - радиус скважин;
R - радиус внешнего контура области, охватывающей скважины;
Q_j - дебит скважин;
r_ij - расстояние между скважинами i и j;
μ - вязкость жидкости;
K - проницаемость пласта;
знак "прим" означает отбрасывание члена i = j;
C - константа, которую нужно выбрать так, чтобы среднее давление на внешнем круговом контуре приняло заранее установленное значение;
P_к - давление на контуре.

Формула для дебита скважин в круговой группе из m равнодебитных скважин имеет вид [6]:

где
Ф_к и Ф_с - потенциал на контуре пласта и скважин;
R_к и R_c - радиусы контура и круговой группы скважин;
m - число скважин в круговой группе.

Расчеты показывают, что при поддержании одних и тех же значений перепада потенциалов (Ф_к - Ф_с) прирост дебитов отдельных скважин при переводе 3-х, 4-х и 6-ти точечных систем скважин с непрерывного режима на последовательный, при последовательной остановке одной скважины в круговой группе дебит скважин увеличивается соответственно на 8,4%, 5,9% и 5%.

В таблице в качестве примера приведены результаты расчетов величин отборов нефти из группы сильно обводненных скважин месторождения, разработку которого осуществляют при естественном водонапорном режиме. Для наглядности результатов расчетов дебит скважин принят одинаковым - 100 т/сут. В таблице приведены значения начальной обводненности скважин (80; 85; 90 и 98%) до применения предлагаемого способа повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме и после применения предлагаемого способа. Расчеты выполнены для 4-х, 6-ти и 8-ми точечных систем размещения скважин по площади пласта и при снижении обводненности (для двух значений обводненности) на 5 и 10%.

Расчетные величины суммарной добычи нефти по группам скважин (в т/сут.) при различных системах их размещения по площади пласта и обводненности скважин до и после применения способа повышения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме (до и после) при дебите скважин 100 т/сут. Расчеты показывают, что эффективность предлагаемого "способа повышения нефтеотдачи пласта", разрабатываемого на естественном водонапорном режиме увеличивается с увеличением начальной обводненности скважин и числа скважин группы в системе размещения их по площади.

Изобретение позволяет также расширить пределы обводненности нефтяных скважин разрабатываемых пластов почти до 100% и вновь вводить в разработку пласты, эксплуатация которых была прекращена из-за высокой обводненности добывающих скважин. Таким образом, внедрение настоящего изобретения существенно повышает конечную нефтеотдачу пластов, разрабатываемых на естественном водонапорном режиме и по сравнению с известными способами повышения нефтеотдачи, повышение в предлагаемом способе достигается без каких-либо капиталовложений и почти без увеличения эксплуатационных расходов на добычу нефти.

Источники информации
1. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных скважин. Проектирование разработки. - М.: Недра, 1983, с.

2. Овнатанов С. Т. Форсированный отбор жидкости из сильно обводненных пластов и скважин. - Баку, Азнефтеиздат, 1954.

3. Довжок Е.М. и др. Регулирование и увеличение нефтеотдачи пластов. - Киев, Техника, 1989.

4. Сургучев М. А. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1968.

5. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде - М.: Гостоптехиздат, 1949.

6. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963.

Использование: в области нефтедобывающей промышленности, в частности - в технологии эксплуатации скважин нефтяных пластов на естественном водонапорном режиме. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу пласт разрабатывают на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами. Эти скважины размещают нелинейно на площади пласта. Скважины группируют по три и более, без скважины в середине группы. Эксплуатируют их на режиме последовательной остановки одной скважины группы или последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока. 1 табл., 2 ил.

Способ повышения нефтеотдачи пласта, включающий его разработку на естественном водонапорном режиме с обводненными скважинами, размещенными нелинейно на площади пласта, отличающийся тем, что скважины группируют по три и более без скважины в середине группы и эксплуатируют их на режиме последовательной остановки одной скважины группы или последовательного изменения величины отборов жидкости из этих скважин для вращения результирующего вектора скорости фильтрационного потока.