СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой нефтяной залежи с разнопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1]. Способ не позволяет добывать нефть с большим коэффициентом нефтеотдачи.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины [2].

Известный способ по сравнению с предшествующим позволяет извлекать увеличенное количество нефти из залежи. Однако интегральный эффект от применения такой технологии определяется не адресным увеличением профилей приемистости низкопроницаемых элементов в нагнетательных и добывающих скважинах разреза пласта и не перераспределением объемов закачки в эти элементы, а поступлением воды в низкопроницаемые элементы в основном вследствие медленного и, нередко, малоэффективного процесса капиллярного обмена жидкостями между слоями различной проницаемости.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта [3] . Этот способ имеет те же ограничения, что и предыдущий и практически не решает проблемы обеспечения большей компактности фронтов вытеснения в коллекторах, состоящих из пластов (слоев) различной проницаемости, если они разделены непроницаемыми перемычками или если гидродинамическая связь между ними имеет локальный характер, в том числе через скважины. А именно такой характер продуктивных горизонтов наиболее распространен на многих месторождениях, в том числе с трудно извлекаемыми запасами, особенно на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Иными словами, циклическая закачка сама по себе не выравнивает интегральные профили вытеснения, не создает условий для адресного увеличения потока воды в низкопроницаемые пласты (слои) и уменьшения потока воды в высокопроницаемые пласты (слои) из нагнетательных скважин при заводнении.

Решаемая изобретением задача - повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - обеспечение компактности фронтов вытеснения в коллекторах, состоящих из пластов различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых слоев, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды.

Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в известном способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, согласно изобретению пласты разделяют на две группы; а их оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы, при этом в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу включают менее проницаемые пласты с более медленной выработкой запасов, а агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, при этом продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй группы.

Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы для продолжительности цикла закачки воды (T) используют зависимость наименьшей разницы η в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй группы от продолжительности цикла закачки воды в виде
η = (k₁/k₂)(m₁/m₂)(ξ(T01

)/ξ(T02)),
где T0i = ψ_iT/l;
k_i; m_i; ψ_i - осредненные проницаемость, пористость и пьезопроводность пластов
первой и второй группы соответственно,
l - среднее расстояние между линиями нагнетания и центром зоны отбора;
T - продолжительность цикла;

после выработки наиболее проницаемых одного или нескольких пластов первой группы повторно производили разделение пластов на две группы, дополнительно оценивали средние значения фильтрационно-емкостных свойств каждой группы пластов и определяли их проницаемости, вновь выбирали бы продолжительность цикла T, обеспечивающего наименьшую разницу в скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам, и такое разделение на группы производили по мере выработки одного или нескольких пластов с большей проницаемостью до полной выработки запасов всех пластов залежи; в первой половине периода повышения пластового давления в по меньшей мере одну добывающую скважину закачивали агент, уменьшающий гидродинамическое сопротивление пласта; после закачки агента производили технологическую выдержку скважин в течение 1 - 2 сут., выбирали по меньшей мере одну наиболее обводненную добывающую скважину и в период снижения пластового давления отбор из нее проводили бы интенсивнее, чем из других добывающих скважин.

Таким образом, в отличие от известного способа в заявленном техническом решении осуществляется единый технологический комплекс нестационарного воздействия на пласт через нагнетательные скважины с одновременным программированным проведением выборочных операций на отдельных добывающих и нагнетательных скважинах по интенсификации добычи нефти, увеличения полноты выработки запасов и ограничению объемов попутно добываемой воды.

Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшим примером его осуществления со ссылками на прилагаемые рисунки.

Фиг. 1 изображает график функции ξ(T⁰); фиг. 2 - зависимость отношений η скоростей фронтов вытеснения по высоко- и малопроницаемому пропласткам от продолжительности цикла T, 1 - с циклическим воздействием, 2 - без циклического воздействия; фиг. 3 - зависимость отношений η скоростей фронтов вытеснения по высоко- и малопроницаемым частям пласта от продолжительности цикла T, 1 - с циклическим воздействием, 2 - без циклического воздействия.

В предложенном способе выделенные в объекте разработки пласты- коллекторы подразделяют на две группы. В первую группу (i = 1) включают пласты с более высокой проницаемостью, вырабатываемые опережающе; а во вторую группу (i = 2) включают менее проницаемые пласты, выработка запасов из которых будет происходить медленнее. Намечают для воздействия участки залежи. Рассчитывают продолжительность временного цикла T, обеспечивающую наименьшую разницу в скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза, определяя ее путем нахождения минимального соотношения η осредненных скоростей продвижения фронтов вытеснения по пластам первой (i = 1) и пластам второй (i = 2) групп в соответствии с зависимостью η(T). Во второй половине периода снижения пластового давления по меньшей мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта.

Для большей эффективности работ по обеспечению компактности фронтов вытеснения в отдельные нагнетательные и добывающие скважины осуществляют закачку реагентов регулирующих гидродинамическое сопротивление коллекторов. При этом водоизоляционные работы на нагнетательных скважинах следует производить на стадии падения пластового давления, т.к. водоизоляционный материал или реагенты, ограничивающие поступление воды в пласт (полимеры, тампонажные композиции, гели, пены и т.п.) в основном попадут в высокопроницаемые пропластки, поскольку на стадии падения пластового давления оно наиболее интенсивно снижается в высокопроницаемых пластах. Наиболее эффективно упомянутые выше работы осуществлять во второй половине периода падения пластового давления, когда разница давлений в пластах максимальна.

Кроме того, если прекратить закачку водоизоляционного материала до окончания периода падения пластового давления и сделать технологическую выдержку, то создадутся условия для перетока водоизоляционных материалов в высокопроницаемые пропластки из низкопроницаемых, если даже они в них попали. На стадии падения пластового давления следует осуществлять закачку реагентов, понижающих проницаемость пластов.

Зависимость η(T) можно определить расчетным путем по формулам
η = (k₁/k₂)(m₁/m₂)(ξ(T01

)/ξ(T02)), (1)

или путем построения соответствующих графиков (фиг. 1, 2, 3).

Для определения осредненной проницаемости k_i, пористости m_i, и пьезопроводность ψ_i пластов первой и второй группы оценивают их фильтрационно-емкостные свойства по действующим методикам и рассчитывают указанные параметры.

Циклическое воздействие осуществляют при определенной указанным способом продолжительности циклов.

Для обеспечения полной выработки залежи с наибольшей эффективностью можно после выработки наиболее проницаемых одного или нескольких пластов первой группы повторно, в соответствии с отмеченным подходом производить выделение двух групп пластов. Оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств каждой группы пластов, по значениям которых по формулам (1) - (2) вновь рассчитывают продолжительность цикла, обеспечивающую наименьшую разницу в скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам разреза объекта разработки, и так поступают до полной выработки запасов.

К периодам повышения пластового давления целесообразно приурочить работы по интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах. В период повышения пластового давления оно наиболее интенсивно повышается в высокопроницаемых пластах. Поэтому, если в этот период в добывающие скважины закачивать материалы (растворы ПАВ, щелочи, разглинизирующие пласт композиции и т.п.), уменьшающие фильтрационные сопротивления, то они селективно попадут в основном в низкопроницаемые прослои. В этом случае работы эти предпочтительнее проводить в первой половине периода повышения пластового давления.

Наконец, для избирательной смены изменения направления фильтрационных потоков и усиления эффекта нестационарности в пласте целесообразно в период снижения пластового давления осуществлять форсированный отбор из наиболее обводненных скважин и, наоборот, в период повышения пластового давления отборы из этих скважин ограничивать.

Следует при этом иметь в виду, что при форсировании отборов будет интенсифицироваться отмыв нефти из малопроницаемых слоев, так как пластовое давление в них будет падать медленнее, чем в высокопроницаемых. Следовательно, и текущая депрессия в малопроницаемых слоях будет больше, чем в высокопроницаемых.

Заявленное техническое решение основано на том, что в условиях упругого режима фильтрации движение жидкости в пласте происходит не пропорционально его проницаемости, а пропорционально корню квадратному из нее. Это обстоятельство является важной предпосылкой для того, чтобы путем искусственного создания упругого режима фильтрации добиться более равномерного заводнения многопластового объекта и тем самым повысить его нефтеотдачу. Проявление же упругого режима можно обеспечить циклическим изменением режима работы нагнетательных скважин.

Однако циклическое воздействие на пласты, состоящие из пропластков различной проницаемости, связанных между собой гидродинамически через скважины, может быть эффективным лишь при условии, что технология циклического воздействия исключает (частично или полностью) перетекание жидкости из одного пропластка в другой, по крайней мере, либо в нагнетательной скважине на стадии повышенного отбора жидкости из пласта, либо в добывающей скважине на стадии повышенного темпа нагнетания жидкости в пласт. Такая технология циклического воздействия, основанная на закономерностях упругого режима фильтрации, может быть названа упругим циклическим воздействием (УЦВ) на пласт.

С целью устранения перетоков предложенное техническое решение предусматривает продолжение отбора из добывающих скважин и периодическое изменение только темпов нагнетания.

На фиг. 2 представлены результаты расчетов реализации технологии для m₁ = m₂ = m, β₁ = β₂ = β, k₁ = 1g ψ = 10 м²/сут, k₂ = 0,1g ψ = 1 м²/сут, l = 10³ м.

Расчеты были проведены с использованием формул (1)-(2) и графика функции ξ(T⁰) (фиг.1).

Из фиг. 2 видно, что для рассматриваемой технологии характерно наличие минимума у кривой η(T), соответствующего наибольшему эффекту от УЦВ, т.е. наименьшей разнице в скоростях продвижения фронтов вытеснения в слоях различной проницаемости. С уменьшением и увеличением продолжительности цикла неравномерность вытеснения по пропласткам усиливается. Это обстоятельство определяет одно из важных принципиальных отличий предлагаемого способа от обычно применяемых технологий циклического воздействия на пласт, при которой время цикла не имеет принципиального значения, и устанавливается из других технологических соображений.

Из графика функций (фиг. 1) ξ(T⁰) и формул (1)-(2) следует, что η_min ≤ η ≤ η_max, η_min = 0,5 k₁/k₂m₂/m₁, η_max = 1 k₁/k₂m₂/m₁ причем η_max соответствует вытеснению при стационарном режиме, a η_min достигается в пределе, когда T01

_→ ∞, T02 _→ 0.
Следовательно, при реализации предлагаемой технологии можно в два раза сократить отставание фронтов вытеснения в высоко- и малопроницаемых пропластках.

Таким образом, предлагаемый в настоящем изобретении метод циклического воздействия на пласт позволяет установить время цикла Т, которое приводит к максимально возможному технологическому результату, выражающемуся в максимально возможном выравнивании фронтов вытеснения. Одним из внешних проявлений этого является продление безводного периода разработки объекта, а также снижение обводненности добываемой продукции.

Пример реализации способа. Проведены экспериментальные исследования на одном из месторождений Западной Сибири, на участке, представляющем блок разработки с четырех сторон, ограниченный рядами нагнетательных скважин. Размеры блока 4х2 км.

Эксплуатационный объект составляют пласты AB31

+AB12. Верхний горизонт представлен чередованием маломощных прослоев алевролитов и глины. Нижний горизонт (AB12) представлен двумя типами коллекторов; пластами монолитного строения с проницаемостью 200 - 300, а иногда и 400 мкм²•10^-3, толщиной до 6 - 8 м, и пластами тонкого чередования с проницаемостью от 5•10 до 50 - 70 мкм²•10^-3.

На участке было пробурено 48 скважин, в т.ч. 30 добывающих и 18 нагнетательных скважин. В период проведения эксперимента все скважины были в действующем фонде. Давление на линиях нагнетания 21,2- 22,5 МПа. Давление в центральной части блока - 16,2 - 17,3 МПа. Начальное давление 17,2 МПа. Обводненность продукции перед проведением промыслово-экспериментальных работ 88,8 %. Месячные отборы нефти, воды и жидкости: 4394 т, 36038 т и 40432 т, соответственно. Месячная закачка воды 47382 т. Коэффициент компенсации - 1,2 (текущей).

Циклическое заводнение осуществлялось путем периодической остановки (на 20 сут.) определенной группы нагнетательных скважин, при работе в этот период другой группы нагнетательных скважин. Продолжительность цикла устанавливалась произвольно (T = 40 сут.), как это предусмотрено в известном способе. 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 скважины, т.е. скважины восточной половины северного ряда, скважины северной половины восточного ряда, скважины западной половины южного ряда, скважины южной половины западного ряда в это время работали в другом, противоположном режиме.

При такой геометрии расположения попеременно останавливаемых и работающих групп скважин обеспечивали максимальное изменение сложившегося направления потоков фильтрации. В результате осуществления циклической закачки обводненность продукции снизилась на 1,2% и составила 87,6%, а дополнительная добыча нефти - 1193 т. Так была проведена работа по технологии, регламентированной ближайшим аналогичным техническим решением.

Затем приступили к проведению работ в соответствии с заявленным техническим решением. Для этого были обработаны промыслово-геофизические материалы для определения фильтрационно-емкостных свойств скважин участка. Все пласты-коллекторы по уровню проницаемости были объединены в две группы, для каждой из которых рассчитаны средние значения свойств коллекторов, представленные в табл.1 (см. табл. 1, 2 в конце описания).

Получена зависимость η(T) (фиг.3), в соответствии с которой продолжительность циклов нестационарного воздействия, обеспечивающая наиболее компактное положение фронтов вытеснения может быть установлена в пределах 25-35 сут.

Дальнейшая разработка участка тоже в течение трех месяцев осуществлялась при нестационарном воздействии, при продолжительности цикла, равной 30 сут.

При добыче жидкости 119115 т добыча нефти составила 15723 т, а обводненность - 86,8%. Прирост добычи нефти за счет оптимизации продолжительности цикла составил 945 т (6,4%).

Затем в четырех нагнетательных скважинах, по одной в каждом разрезающем ряду, путем закачки фильтрующихся гелеобразующих составов (ГОС) повысили гидродинамическое сопротивление монолитных высокопроницаемых пластов. В результате произошло перераспределение направления потоков фильтрующихся флюидов, обусловившее снижение обводненности до 83,4%. Обводненность снизилась на 3,4%. Снизился и объем добычи жидкости (на 14%). Однако результирующим итогом явилось увеличение добычи нефти на 1205 т (7,6%). В таких условиях разработка блока осуществлялась в течение трех месяцев.

Затем, технологический процесс дополнили переводом 6 высокообводненных скважин на форсированный режим отбора жидкости (ФОЖ) в период, когда прекращалась закачка воды в скважины, со стороны которых эти 6 скважин испытали воздействие. В таких условиях участок разрабатывался в течение трех месяцев. Реализация этого дополнительной технологической операции привела к снижению обводненности на 0,5% и обусловила прирост добычи нефти в 968 т.

Таким образом суммарная дополнительная добыча нефти, полученная за счет реализации заявляемой технологии воздействия составила 3163 т (21%) по отношению к добыче, обеспеченной технологией, принятой в качестве ближайшего аналога (17941 т против 14778 т). Все сведения о добыче нефти, жидкости и обводненности продукции при рассмотренных выше условиях разработки приведены в табл. 2.

Наиболее успешно заявленный способ разработки многопластовой нефтяной залежи при нестационарном воздействии может быть использован в нефтедобывающей промышленности при разработке залежи с разнопроницаемыми коллекторами для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения объемов попутно добываемой воды.

Источники информации
1. Орлов В.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой. М.: Недра, 1973, с. ло3.

2. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные метода увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 143 - 149.

3. Заявка РФ N 95109806, E 21 B 43/20, опубл. 20.05.97.

в
Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке многопластовой залежи с разно-проницаемыми коллекторами. Обеспечивает повышение текущей добычи нефти и нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств пластов. Отбирают нефть из пластов через добывающие скважины. Закачивают воду в циклическом режиме через нагнетательные скважины. Закачивают агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта. При этом пласты разделяют на две группы. В первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью. Во вторую группу включают менее проницаемые пласты. Агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления. Продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. 5 з.п.ф-лы, 3 ил., 2 табл.

1. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств пластов, отбор нефти из пластов через добывающие скважины, закачку воды в циклическом режиме через нагнетательные скважины, закачку агента, увеличивающего гидродинамическое сопротивление пласта, отличающийся тем, что пласты разделяют на две группы, а их оценку средних значений фильтрационно-емкостных свойств осуществляют для каждой группы, при этом в первую группу включают пласты с более высокой проницаемостью и опережающей выработкой запасов, во вторую группу включают менее проницаемые пласты с более медленной выработкой запасов, а агент, увеличивающий гидродинамическое сопротивление пласта, закачивают по меньшей мере в одну нагнетательную и/или добывающую скважину и во второй половине периода снижения пластового давления, при этом продолжительность цикла закачки воды выбирают из условия обеспечения наименьшей разницы в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для продолжительности цикла закачки воды (Т) используют зависимость наименьшей разницы (η) в осредненных скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам продуктивного разреза первой и второй групп от продолжительности цикла закачки воды в виде
η = (k₁/k₂)(m₁/m₂)(ξ(T01

)/ξ(T02),
где T0i = ψ_iT/l;
k_i, m_i, ψ_i - осредненные проницаемость, пористость и пьезопроводность пластов первой и второй групп соответственно;
l - среднее расстояние между линиями нагнетания и центром зоны отбора;
Т - продолжительность цикла закачки воды;

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после выработки наиболее проницаемых одного или нескольких пластов первой группы повторно производят разделение пластов на две группы, дополнительно оценивают средние значения фильтрационно-емкостных свойств каждой группы пластов и определяют их проницаемости, вновь выбирают продолжительность цикла закачки воды, обеспечивающего наименьшую разницу в скоростях перемещения фронтов вытеснения по пластам, и такое разделение на группы производят по мере выработки одного или нескольких пластов с большей проницаемостью до полной выработки запасов всех пластов залежи. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в первой половине периода повышения пластового давления в по меньшей мере одну добывающую скважину закачивают агент, уменьшающий гидродинамическое сопротивление. 5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что после закачки агента производят технологическую выдержку скважин в течение 1 - 2 сут. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбирают по меньшей мере одну наиболее обводненную добывающую скважину и в период снижения пластового давления отбор из нее проводят интенсивнее, чем из других добывающих скважин.