СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ С ПОМОЩЬЮ УСТАНОВЛЕНИЯ ФОРСИРОВАННОГО РЕЖИМА ОТБОРА Российский патент 1998 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к теории и практике разработки нефтяных месторождений, целью которой является максимально возможное извлечение нефти из продуктивных горизонтов нефтяной залежи при минимально возможной себестоимости добываемой продукции с применением существующего фонда скважин.

Аналогом и прототипом изобретения может служить форсированный режим эксплуатации добывающих скважин [1] как способ эксплуатации нефтяного месторождения на завершающих стадиях.

Форсированный отбор жидкости (ФОЖ) рекомендуется применять как завершающий процесс эксплуатации залежи, находившийся под воздействием естественного или искусственного заводнения. ФОЖ позволяет создать в продуктивном пласте градиент давления, который превысит существующий градиент давления, который имеет место при обычной эксплуатации. Предлагается, что под действием повышенного градиента давления могут быть инициированы следующие процессы в пласте, в результате чего произойдет увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН):
увеличение градиента давления и скорости фильтрации в пласте по линии тока будет способствовать вовлечению в общее движение жидкости, занимавшей каналы, в которых при меньших градиентах движение отсутствовало;
срыв пленочной нефти с поверхности порогового пространства и вовлечение ее в фильтрационный поток;
вовлечение неизкопроницаемых пропластков в процесс разработки, которые при более низких градиентах давления не вырабатывались;
изменение линий тока в продуктивном пласте и вовлечение больших объемов нефти в процессе движения;
позволит подавить неньютоновские свойства нефтей, тем самым уменьшить размеры застойных зон в пласте или полностью освободить пласт от них [2].

Практика применения ФОЖ показывает, что наилучшие результаты можно получить при обводнении продукции скважин на 75-85%. Вместе с тем наиболее благоприятными условиями для применения ФОЖ являются высокая проницаемость породы и высокие уровни жидкости в скважинах.

Показателем эффективности применения ФОЖ может служить повышение или по крайней мере прекращение снижения процентного содержания нефти в отбираемой жидкости.

Пределом применимости метода обычно считается повторное снижение процентного и абсолютного содержания нефти в добываемой жидкости до минимально допустимой величины.

В рекомендациях по применению ФОЖ предлагается постепенный подход, начиная с увеличения дебитов на 30-50% до двух- четырехкратного.

Перечисленные выше возможные процессы, протекающие в продуктивном пласте, при увеличении градиента давления в результате применения ФОЖ не вызывают принципиальных возражений, кроме процесса, описанного в пункте 2. Остальные же процессы и явления могут иметь место как в отдельности, так и в комплексном проявлении.

Для образования и срыва капли нефти с поверхности порового канала необходима затрата дополнительной энергии, которой гидродинамический градиент давления не обладает. Процесс отрыва пленочной нефти с поверхности порового пространства возможен, но градиент давления, необходимый для создания условий отрыва, кратно превосходит тот, который технологически возможно создать при применении ФОЖ. Поэтому этот процесс может представлять интерес лишь с теоретической точки зрения.

В прототипе нет четких технологических параметров ФОЖ, т.е. не совсем ясно, как должен быть максимально увеличен отбор жидкости для различных геолого-технических условий каждой конкретной скважины. Невозможно также приблизительно предсказать, каким окажется эффект от ФОЖ, и отсутствуют критерии выбора скважин для ФОЖ.

Форсированный режим эксплуатации применяют, как это отмечалось выше, на заключительной стадии разработки месторождений, когда в пласте имеется два вида нефти. Активная или подвижная нефть, которую предполагается извлекать способом по прототипу, и остаточная, малоподвижная нефть. Остаточная нефть, мигрируя по поровым каналам под действием градиента давления, который обусловлен разницей в удельном весе вытесняющего агента и остаточной нефти, будет скапливаться в кровле продуктивного пласта и перетекать в области, где запас внутренней энергии для нее будет минимальным при данных термодинамических условиях. Этим условием в пласте отвечают любые купольные поднятия кровли, причем величина такого поднятия на четверть, на половину, на одну толщину или на несколько толщин продуктивного пласта может представлять собой объект доразработки. Очевидно, что важность или ценность такого вторичного образования нефти будет определяться объемом купольного поднятия (объем купольного поднятия характеризуется высотой и площадью распространения поднятия) и значением нефтенасыщенности.

Решаемой задачей и ожидаемым технологическим результатом заявляемого технического решения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения с применением ФОЖ за счет обоснованного выбора скважин для применения ФОЖ и установления на них оптимальных технологических параметров.

Поставленную задачу предлагается решать на основе предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, который позволит увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи продуктивных пластов и снизить себестоимость добываемой нефти.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости, включающем доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин за счет установления на них отбора по жидкости, кратно превосходящего предшествующий отбор, форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине, выбранный из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии, причем устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на величину
dP/dL ≥ Δγ•H,
где
dP - разница между давлением на выходе в купольное поднятие и давлением в точке, которая является проекцией максимальной отметки на горизонтальную плоскость; L - расстояние между точками с известными значениями давления; Δγ - разница в удельном весе между пластовой нефтью и водой; H - высота, разная разнице между максимальной отметкой на купольном поднятии и границей раздела нефти и воды до применения форсированного отбора жидкости.

Следует учитывать, что форсированный режим эксплуатации скважины, применяемый на заключительных стадиях разработки, позволяет отбирать только водонефтяную смесь. Следовательно, на остаточную нефть в пласте воздействие оказывают два градиента давления: гидродинамический и гравитационный. Направление действия первого градиента совпадает по направлению с линиями тока жидкости в поровом канале, а значит, не является величиной постоянной в отличие от направления действия гравитационного градиента давления, который действует строго в вертикальном направлении. По абсолютной величине гравитационный градиент давления значительно превышает гидродинамический, величина последнего меняется незначительно при увеличении отбора жидкости по сравнению с разницей между градиентами. Но с другой стороны возможно, что установление форсированного режима эксплуатации на некоторых скважинах, находящихся в зоне купольного поднятия, позволяет создать условия для гидродинамической подвижки нефти в купольных поднятиях и ее движения к забоям этих эксплуатационных скважин за счет движения остаточной нефти в виде структурированных слоев и той нефти, которая перешла в свободное состояние и аккумулировалась в купольных поднятиях.

В статье [3] показано, что в определенных условиях происходит регенерация нефтяной залежи и в купольных поднятиях продуктивного пласта образуются скопления остаточной нефти, которые представляют промышленный интерес, причем ловушками могут служить поднятия в половину или даже в четверть мощности пласта. Добыча этой нефти предлагаемым способом доразработки залежи позволит существенно увеличить конечный КИН и снизить себестоимость добываемой нефти.

На заключительной стадии разработки нефтяного месторождения при жестком водонапорном режиме эксплуатации остаточная нефть перемещается в объеме продуктивного пласта под действием двух градиентов давления:
гидродинамического, который обусловлен разницей пластового давления между зоной закачки вытесняющего агента и зоной отбора жидкости;
гравитационного, который обусловлен разницей удельного веса жидкостей, насыщающих поровое пространство залежи.

Свойства остаточной нефти и активной нефти отличны друг от друга. Сравнивая свойства нефтей между собой, отмечено, что прочностные свойства остаточной нефти, находящейся в граничном слое, значительно отличаются от аналогичных свойств активных нефтей. Подвижность граничных слоев нефти в 60-100 раз меньше, чем у активной нефти, в зависимости от физико-химической характеристики "нефть-порода". Химический состав граничного слоя нефти отличен от химического состава нефти, из которой он образован. Как правило, преобладающее количество тяжелых компонентов нефти (смолы, парафины, асфальтены) сосредоточено именно в граничных слоях нефти.

Во времени влияние гидродинамического градиента давления на движение остаточной нефти снижается, потому что под действием гравитационного градиента давления пленочная и в виде участков с подвижной нефтью, которые экранированы граничными слоями, остаточная нефть движется по направлению действия градиента давления вертикально вверх и в нижней части разреза залежи сечение поровых каналов увеличивается, что приводит к увеличению фазовой проницаемости породы по воде, а количество пленочной нефти, вовлеченное в процесс миграции нефти от зоны нагнетания к зоне отбора, стремится к исчезающе малой величине. Сравнение значений градиентов давления по абсолютной величине (пласт имеет проницаемость 200 мД, толщина 10 м, для условий радиального притока в совершенную скважину при дебите Q = 10, 50 и 100 м³/сут градиенты давления менялись от середины расстояния между скважинами до границы призабойной зоны скважины, соответственно: 73,79 - 189,03, 368,95 - 945,15, 737,89 - 1890,31 Па/м, тогда как гравитационный градиент давления, обусловленный разницей в удельном весе нефти (0,9 л) и воды (1,0), составил 981 Па/м) позволяет говорить о том, что влияние на процессы фильтрации остаточной нефти гидродинамического градиента давления и гравитационного градиента давления на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения становится сопоставимым между собой. Поэтому при выборе скважин для применения ФОЖ и установления режима отбора необходимо учитывать и этот фактор, влияющий на миграцию нефти.

Установление форсированного режима эксплуатации производится на каждой выбранной скважине индивидуально. Принцип установления оптимального режима эксплуатации заключается в установлении дебита по жидкости, который позволяет создать в околоскважинной зоне достаточный градиент давления для выноса нефтяного скопления из купольного поднятия.

Рассмотрим следующий пример. На фиг. 1 изображены две параллельные трубки длиной L, соединенные между собой набором параллельных друг другу трубок диаметром h. Верхняя горизонтальная и соединительные трубки заполнены нефтью, а по нижней горизонтальной трубке протекает вода, расход и градиент давления в которой регулируются. Верхняя трубка, заполненная нефтью с удельным весом γ_H, с одной стороны запаяна, а с другой соединена с нижней горизонтальной трубкой, которая заполнена водой с удельным весом γ_B, наклонной соединительной трубкой. Давление воды на входе в трубку P₁, а на выходе из трубки P₂. Расход воды на фиг. 1 обозначен символом Q. Давление, при котором находится нефть в горизонтальной трубке, обозначено символом P_н, а потери давления при движении жидкости P. Символами I, II, III и IV обозначена линия контакта между нефтью и водой при разных расходах и соответствующем градиенте давления воды.

Для рассмотрения процессов, протекающих в системе при изменении расхода и соответствующем градиенте давления, воспользуемся методом, при котором для рассмотрения процессов, протекающих в системе, рассмотрению будут подвергнуты те состояния системы, при которых полностью установилось равновесие, а периоды, в течение которых происходит установление равновесных состояний, пропускаются. Этот метод назван сменой стационарных состояний.

Давление в жидкости передается в любую точку объема, кроме того, будем иметь в виду аддитивность давления в системе. Под аддитивностью давлений понимается независимое действие каждого из градиентов на одну и ту же точку в рассматриваемом объеме пласта. Аддитивность действующих градиентов давления обусловлена тем, что причины, вызывающие каждый из градиентов, разные и не зависят одна от другой, поэтому каждый градиент давления оказывает свое воздействие.

Рассмотрим статическое положение системы, когда давления на входе P₁ и выходе P₂ равны между собой, тогда абсолютное значение давления будет определено
P₁ = P₂ = H_H•γ_H + P_H, (1)
а граница раздела между нефтью и водой будет проходить по образующей соединительных трубок. Следовательно, в любой секущей плоскости в горизонтальном направлении, проходящей через систему, давление в каждой точке будет одинаковым, градиент давления равен нулю. В любой вертикальной секущей плоскости давление в системе будет меняться одинаково, пропорционально величине H, а значение градиента давления будет величиной постоянной.

Предположим, что в установке, приведенной на фиг. 1, устанавливаются различные расходы воды Q₁, Q₂, Q₃ и т.д. (Q₁<<Q₂<<Q₃<<...<<Q_n). Для прокачки по нижней трубе воды с расходом Q₁ необходимо повысить величину давления на P₁, что в свою очередь приведет к появлению градиента давления в нижней трубе согласно

Следовательно, у каждого торца вертикальной трубки произойдет повышение давления соответственно на ΔP₁, ΔP₂, ΔP₃,...ΔP₈. В связи с этим возникает неравновесное состояние в системе по вертикали в каждой соединительной трубке. Это неравновесное состояние в системе может быть ликвидировано за счет замены части высоты вертикальной трубки столбиком жидкости большей плотности, иными словами, приращение давления на первой вертикальной трубке на величину ΔP₁ должно быть скомпенсировано величиной

Поскольку существование gradP в нижней трубе приведет к увеличению давления у торца каждой последующей трубки, равновесное состояние можно получить по точно такой же схеме, как для случая первой трубки. Таким образом, при установившемся режиме расположение границы нефть-вода в соединительных трубках, в режиме устойчивой работы представлено на фиг. 1 линией I. При увеличении расхода Q₂, Q₃ и т.д. соответственно получим границы раздела II, III, IV, и совершенно очевидно, что при каком-то расходе Q_n вся нефть будет вытеснена из верхней трубы за счет заполнения ее водой. Отсюда следует, что существует аналогия между приведенной схемой установки (фиг. 1) и ловушкой нефти, представленной купольным поднятием (фиг. 2).

На фиг. 2 приняты следующие обозначения: L - длина пласта, на которой действует градиент давления, P_н - избыточное давление, при котором находится нефть в купольном поднятии, P₁ - давление, создаваемое водой, P₂ - давление, которое оказывает весь "столб" нефти, P - потери давления при движении жидкости по пласту, причем гидростатическое и динамическое давления в системе аддитивны, H - высота, равная разнице между максимальной отметкой на купольном поднятии и границей раздела нефти и воды до применения форсированного отбора жидкости, Q_н - количество нефти, которое может быть вытеснено при увеличении градиента давления.

Общим принципом в этих двух случаях (фиг. 1 и 2) является связь между расходом жидкости и градиентом давления, удельными весами нефти и воды, разницей отметок или высотой купольного поднятия, отсчитываемой от границы раздела "вода-нефть" в начальном состоянии.

Отличие состоит в том, при достижении водой верхней точки на купольном поднятии вытеснение нефти будет происходить без дальнейшего увеличения давления по принципу сифона.

Отсюда следует, что ловушечная нефть может быть извлечена в том случае, если средний градиент давления, равный.

|gradP| = (P₁ - P₂)/L, (8)
где P₁ - давление на входе в купольное поднятие, P₂ - давление в точке, которая является проекцией максимальной отметки на горизонтальную плоскость, L - расстояние между точками с известными значениями давления, будет больше или равен Δγ•H.
Следовательно, условие полного вытеснения нефти из купольного поднятия запишется в виде:
dP/dL ≥ Δγ•H (9)
Условие (9) является необходимым и достаточным условием для выноса нефтяных скоплений, находящихся в купольных поднятиях. Как известно, градиент определяется значением перепада давлений на определенном расстоянии, для рассматриваемой гидродинамической системы расстояние должно быть не меньше, чем половина расстояния между соседними скважинами.

Довыработку купольного поднятия осуществляют через эксплуатационные скважины, на которых установлен дебит по жидкости, достаточный для создания в пласте градиента давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на величину, равную произведению разности в удельном весе между нефтью и водой, на высоту, которая равна разнице между максимальной отметкой на купольном поднятии и границей раздела нефти, и воды до применения форсированного отбора жидкости, на расстоянии не меньшем, чем расстояние между входом в купольное поднятие со стороны скважины и проекцией максимальной точки купольного поднятия на горизонтальную плоскость.

Способ осуществляют в следующей последовательности операций.

1. Используя структурные карты кровли продуктивного пласта и состояние фонда на текущей момент, выбирают скважины, находящиеся в зоне купольного поднятия. Среди них выбирают ту, которая расположена ближе остальных к предполагаемой максимальной отметке купольного поднятия.

По окружающим купольное поднятие скважинам определяют среднее динамическое пластовое давление как среднее арифметическое.

3. Для выбранной скважины рассчитывают необходимый дебит по жидкости, который позволит создать в области купольного поднятия необходимый градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на величину, равную произведению разности в удельном весе между нефтью и водой на высоту, которая равна разности между максимальной абсолютной отметкой на купольном поднятии и абсолютной отметкой существующей границы раздела между нефтью и водой, на расстоянии не меньшем, чем расстояние между входом в купольное поднятие со стороны скважины и проекцией максимальной точки купольного поднятия на горизонтальную плоскость соответственно аналитическому выражению (9). Для расчета перепада давления в пласте можно воспользоваться формулой Дюпюи для радиального притока с учетом приведенного радиуса в данной скважине.

При осуществлении заявляемого способа эффект может быть оценен следующим образом: рассчитывается количество нефти, сосредоточенной в купольном поднятии, и умножается на принятый для данного месторождения КИН.

Если по технологическим причинам не удается создать минимально достаточный градиент давления, то поднятие вытесняющей воды в купольном поднятии можно принять равномерно вертикальным. Максимально возможная высота поднятия вытесняющей воды в купольном поднятии составит величину, пропорциональную отношению произведения высоты купольного поднятия и достигаемого градиента давления к необходимому градиенту давления. Рассчитывают количество нефти, которое будет вытеснено водой, поднявшейся на вычисленную высоту в купольном поднятии, и умножают на принятый для данного месторождения КИН.

Пример конкретного осуществления способа.

Рассмотрим на гипотетическом примере порядок реализации предлагаемого способа разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости. Допустим, что на структурной карте выбрано купольное поднятие, абсолютная высота купольного поднятия составляет половину от мощности пласта (5 м), которое оконтурено работающими эксплуатационными скважинами. На каждой скважине определяют текущее динамическое пластовое давление. Определяют среднее значение давления как среднее арифметическое из определенных по каждой скважине, которое составило 7,5 МПа. Из ряда скважин выбрана та, которая расположена ближе других к предполагаемой максимальной отметке купольного поднятия. Выбранную скважину эксплуатируют в дебитом 50 м³/сут. Скважина находится на расстоянии в 50 м от точки пересечения горизонтальной плоскости и нижней образующей купольного поднятия, т. е. расстоянии 50 м от входа в купольное поднятие. Рассчитывают существующий градиент давления на расстоянии от скважины до проекции максимальной точки купольного поднятия на горизонтальную плоскость по формуле Дюпюи для радиального притока жидкости в скважину, который составил 1277,47 Па/м. Определяют плотность пластовых жидкостей. Например, разность в удельном весе пластовых жидкостей составила 981 Па/м (плотность пластовой нефти 900 кг/м³, плотность пластовой воды 1000 кг/м³), среднее расстояние между скважинами 400 м, радиус купольного поднятия (сегмент параболоида) 50 м, средняя толщина пласта 10 м, средняя проницаемость пласта 1 мкм², нефтенасыщенность составляет 0,8, пористость 0,25, объем купольного поднятия 19625 м³, КИН составляет 0,5, вязкость 10 мПа•с и радиус скважины, взятый по долоту, составляет 0,1 м. Тогда для полного выноса нефти из купола на скважине необходимо установить градиент давления, который определяется как сумма действующего градиента давления (определяют по формуле Дюпюи для радиального притока жидкости в скважину) и произведение разности в удельном весе пластовых жидкостей на высоту купольного поднятия.

dP/dL ≥ Δγ•H
значение составляет 6182,47 Па/м. Для создания необходимого градиента давления в зоне купольного поднятия на выбранной скважине необходимо установить отбор жидкости на уровне 138 м³/сут. В результате применения ФОЖ для данных условий с соблюдением рассчитанных технологических параметров количество дополнительно добытой нефти составит 1766,25 т.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости позволяет производить выбор скважин для установления на них ФОЖ, рассчитывать технологические параметры фОЖ для условия полного выноса нефти из купольного поднятия, рассчитывать предлагаемый эффект от мероприятий и обходиться существующим фондом скважин без дополнительного бурения.

Факультативные преимущества.

Кроме перечисленных выше преимуществ стоит упомянуть о том, что реализация предлагаемого технического решения в промысловых условиях позволит:
а) в случае когда по технологическим причинам на скважине не удается получить необходимый дебит для выработки купольного поднятия, единственным способом, позволяющим выработать купольное поднятие, является бурение новой скважины в окрестности вершины купольного поднятия. Значит, предлагаемое техническое решение может служить инструментом для обоснованного уплотнения сетки скважин и с большей достоверностью указывать район для бурения каждой конкретной уплотняющей скважины;
б) рассмотренный выше эффект, который можно назвать макропроцессом вытеснения нефти, т.к. процесс имеет место в купольных поднятиях пласта, которые по своим объемным параметрам составляют доли или проценты об объема пласта в целом, проявляет себя и на микроуровне. Поровое пространство продуктивного пласта представлено поровыми каналами, которые имеют последовательные расширения и сужения своего нормального сечения, поэтому участки канала с большим диаметром сечения, находящиеся между участками с меньшим диаметром канала, будут микроловушкой для нефти. В объеме пласта такие микроловушки нефти могут иметь значительные запасы нефти, а значит, при соблюдении условия (9) нефть из них может быть извлечена.

Таким образом, предлагаемый способ эффективнее прототипа.

Способ промышленно применим, так как используется существующая система скважин и имеющееся промысловое оборудование.

По способу разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, осуществляют доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин. Для этого устанавливают на них отбор жидкости, кратко превосходящий предшествующий отбор. Этот форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине. Ее выбирают из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии. Устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на величину: dP/dL ≥ Δγ•H, где dP - разница между давлением на входе в купольное поднятие и давлением в точке, которая является проекцией максимальной отметки на горизонтальную плоскость; L - расстояние между точками с известными значениями давления, Δγ - разница в удельном весе между пластовой нефтью и водой, H - высота, равная разнице между максимальной отметкой на купольном поднятии и границей раздела нефти и воды до применения форсированного отбора жидкости. Способ позволяет повысить конечный коэффициент нефтеотдачи продуктивных пластов и снизить себестоимость добываемой нефти. 2 ил.

Способ разработки нефтяного месторождения на заключительной стадии с помощью установления форсированного режима отбора жидкости, включающий доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин за счет установления на них отбора по жидкости, кратно превосходящего предшествующий отбор, отличающийся тем, что формированный отбор жидкости осуществляют на скважине, выбранной из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии, причем устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления на величину
dP/dL≥Δγ•H,
где dP - разница меду давлением на входе в купольное поднятие и давлением в точке, которая является проекцией максимальной отметки на горизонтальную плоскость;
L - расстояние между точками с известными значениями давления;
Δγ - разница в удельном весе между пластовой нефтью и водой;
H - высота, равная разнице между максимальной отметкой на купольном поднятии и границей раздела нефти и воды до применения форсированного отбора жидкости.