СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, сложенных неоднородными трещиноватыми, поровыми или смешанными типами коллекторов (трещиноватые, пористые, трещиновато-поровые, порово-трещиноватые, порово-каверно-трещиноватые), где увеличение нефтеизвлечения достигается за счет периодического изменения направления фильтрационных потоков.

Известен способ разработки нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами, основанный на изменении направления фильтрационных потоков [1]. Смена направления фильтрационных потоков приводит к увеличению текущего значения водонасыщенности пласта, т.е. к более высоким значениям коэффициента вытеснения, определяемого как отношение разности между начальной и конечной нефтенасыщенностями к начальной; чем выше текущее, а значит, и конечное значение водонасыщенности пласта, тем ниже значение конечной нефтенасыщенности и, соответственно, выше значение коэффициента вытеснения и коэффициента нефтеизвлечения. В основном этот способ стал применяться при переходе от рядных систем заводнения к блоковым и блочно-замкнутым. В поздней стадии разработки залежей нефти изменение направления фильтрационных потоков осуществляется с помощью физико-химических методов, например закачкой реагентов, которые образуют в пласте высоковязкий барьер [2], а также регулированием отборов и закачки по отдельным добывающим и нагнетательным скважинам.

Способы разработки нефтяных месторождений, аналогичные [2], осуществляются закачкой в нагнетательные скважины различных реагентов, создающих в высокообводненном высокопроницаемом пропластке высоковязкие барьеры, которые изменяют направление фильтрационных потоков, обтекающих этот барьер, вовлекая тем самым в процесс фильтрации часть ранее слабо- или недренируемых запасов нефти и вытесняя их в промытый высокопроницаемый пропласток за барьером.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи [3], в котором при отборе нефти через добывающие скважины останавливают работу нагнетательных скважин и, наоборот, при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины останавливают работу добывающих скважин, причем работу скважин соседних участков осуществляют в противофазе. При повышении пластового давления за счет работы нагнетательных скважин на одном участке разработки снижают пластовое давление за счет работы добывающих скважин на соседнем участке. За счет этого в разработку подключаются низкопроницаемые зоны залежи. При отборе продукции интенсивно снижается пластовое давление в высокопроницаемой зоне, а в низкопроницаемой - медленнее. Создается перепад давления между зонами с различной проницаемостью и возникает фильтрация нефти из низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны в высокопроницаемую и к добывающим скважинам.

Недостатком прототипа, как и аналогов, является то обстоятельство, что недостаточно учитывается неоднородность коллекторских свойств пластов по различным направлениям, при наличии которой закачиваемая вода прорывается к добывающим скважинам по линиям и зонам повышенной трещиноватости или фильтруемости, что приводит к ускоренному обводнению добывающих скважин, находящихся в этих зонах, и снижению коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки за счет учета неоднородности коллекторских свойств пластов по различным направлениям. Повышается коэффициент нефтеизвлечения за счет вовлечения в активную разработку запасов нефти в слабодренируемых трещинах и пористых блоках, снижается обводненность продукции.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации групп добывающих скважин, дополнительно из числа пробуренных скважин формируют ячейки добывающих скважин с нагнетательными в центре, предварительно при стационарной работе добывающих скважин определяют обводненность их продукции и рассчитывают среднюю текущую обводненность по скважинам каждой ячейки, которую принимают за базовую, затем снимают кривые восстановления давления на забоях добывающих скважин, по результатам интерпретации которых и динамики обводнения скважин в предыдущий период эксплуатации определяют направление повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, а добывающие скважины в каждой ячейке, расположенные перпендикулярно от направлений повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, делят на две группы от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, причем к первой группе добывающих скважин относят скважины с более низкой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая, а ко второй группе - наоборот, с более высокой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая; и эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами, в каждом из которых сначала закачивают через нагнетательные скважины в направлении повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости оторочку вязко-упругого состава, затем - оторочку вытесняющего агента, отключают из эксплуатации вторую группу добывающих скважин и эксплуатацию первой группы добывающих скважин продолжают до повыщения средней текущей обводненности по ней до базовой, после чего первую группу добывающих скважин останавливают и пускают в эксплуатацию вторую группу добывающих скважин и эксплуатируют ее также до возрастания снизившейся средней текущей обводненности по ней до базовой; циклы периодической эксплуатации добывающих скважин первой и второй групп повторяют при работе групп скважин в противофазе как внутри ячеек, так и между ними до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации.

В случае совпадения средней текущей обводненности добываемой продукции в первой и второй группах добывающих скважин периодическую эксплуатацию добывающих скважин начинают с любой из групп.

Дополнительно перед первым циклом периодической эксплуатации проводят операции по интенсификации притока в добывающих скважинах с текущей обводненностью ниже базовой и/или ограничению отбора воды в добывающих скважинах с текущей обводненностью выше базовой, а закачку оторочек вязко-упругого состава повторно проводят после падения забойного давления в нагнетательных скважинах до первоначального значения.

Новые нагнетательные скважины пробуривают специально или выбирают из числа добывающих.

Физическая сущность изобретения состоит в следующем. Проницаемость пластов любого типа (трещиноватого, порового, кавернозного или смешанного) изменяется как по пропласткам, так и по зонам распространения пластов. Так, например, трещиновато-пористый пласт состоит из пористой среды, пересеченной множеством связанных между собой трещин. Проницаемость такой среды подразделяется на два вида: поровую, обусловленную сообщением пор породы, и трещинную, связанную с наличием трещин различных размеров, их раскрытостью и преимущественным направлением или ориентацией. В целом трещиновато-пористый пласт представляет собой единую гидродинамическую систему, в которой перемещение жидкости к забоям добывающих скважин осуществляется по трещинам, а вытеснение нефти из пор в трещины происходит за счет гидродинамического градиента давления, возникающего на поверхности контакта незаводненных пор и заводненных трещин при изменении давления в пласте, а также за счет капиллярных сил, направленных на выравнивание насыщенности нефтью и водой в смежных слоях [4] . При стационарной работе нагнетательных и добывающих скважин нефть из пор в трещины будет поступать только за счет капиллярных сил и, поскольку этот процесс медленный, то замещение нефти водой в порах затянется на многие годы. В то же время, вытеснение нефти водой из трещин - намного более быстро протекающий процесс. В связи с этим при стационарном режиме фильтрации добывающие скважины быстро обводняются закачиваемой водой через систему трещин, а нефть в порах остается неотобранной. Поэтому разработку трещиновато-пористых пластов, как правило, осуществляют в циклическом режиме работы нагнетательных и добывающих скважин [4]. Но даже при упругом режиме работы пластов нефть вытесняется с большей скоростью к скважинам, расположенным по линиям повышенной трещиноватости или фильтруемости от нагнетательных скважин. В перпендикулярном к ним направлении процесс вытеснения нефти водой протекает медленнее. Так, например, по залежи 302 башкирского яруса Ромашкинского месторождения опережающая выработка запасов происходит по отдельным блокам, ориентированным в северо-западном и юго-восточном направлении от очаговой (нагнетательной скважины), т.е. в направлении развития трещиноватости.

В предлагаемом способе разработки определяются направления повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости (гидропроводности) в пласте, в них создаются дополнительные фильтрационные сопротивления за счет закачки вязко-упругих составов и вытеснение нефти происходит от этих зон с высокими коллекторскими свойствами пластов через зоны с пониженными свойствами к добывающим скважинам. При этом увеличивается коэффициент охвата пласта вытеснением и коэффициент заводнения, так как направления (или зоны) повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости можно рассматривать как-полупроницаемую нагнетательную галерею, при которой процесс вытеснения нефти происходит более равномерно. Кроме того, циклическая работа добывающих скважин по обе стороны от линий повышенной трещиноватости или фильтруемости в противофазе друг к другу создает в пласте упругий режим работы, при котором нефть наиболее активно вырабатывается из низкопроницаемых разностей пористой среды по сравнению со стационарным режимом фильтрации.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Из числа пробуренных скважин формируют ячейки добывающих скважин с нагнетательными скважинами в центре.

2. Предварительно при стационарной работе добывающих скважин определяют обводненность добываемой ими продукции и по сформированным ячейкам добывающих скважин рассчитывают среднюю текущую обводненность, которую принимают за базовую.

3. Во всех добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования - снимают кривые восстановления давления (КВД) на забое скважин и обрабатывают их с использованием методов: Сайза-Хорнера, стандартного, Борисова, диагностики призабойной зоны трещиноватого пласта [5].

4. Привлекают данные о предыдущем периоде эксплуатации скважин (динамика обводнения, эксплуатационные карточки) и с учетом результатов КВД строят карты распределения гидропроводности пласта и определяют направления повышенной трещиноватости коллектора или фильтруемости жидкости.

5. Через нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемости проводят "ось нагнетания", разделяющую добывающие скважины ячейки на две группы, расположенные по разные стороны от этой оси, причем к первой группе относят скважины с более низкой средней текущей обводненностью, чем базовая, а ко второй - наоборот, с более высокой.

6. В нагнетательные скважины сформированных ячеек закачивают оторочку вязко-упругого состава объемом, определенным по результатам математического моделирования процессов фильтрации жидкости в данной ячейке скважин при условии повышения фильтрационного сопротивления вдоль линий повышенной трещиноватости или фильтруемости до средних значений по объему коллектора в ячейке скважин.

7. После прекращения закачки вязко-упругого состава в нагнетательную скважину продолжают нагнетать вытесняющий агент.

8. В этот же момент времени отключают из эксплуатации вторую группу добывающих скважин, а первую группу продолжают эксплуатировать до достижения скважинами базовой обводненности.

9. После отключения из работы скважин первой группы в эксплуатацию запускают скважины второй группы, которые также эксплуатируют до достижения ими снизившейся после закачки ВУС обводненности значения базовой.

10. Циклы со сменой работы скважин первой и второй групп повторяют до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации месторождения.

Пример конкретного осуществления способа
Данный способ разработки нефтяного месторождения внедряется с 2000 года на опытном участке 4 залежи 302 Ромашкинского месторождения с трещиновато-пористыми коллекторами башкирского яруса среднего карбона.

Участок 4 был выделен проектом опытно-промышленных работ (ОПР) на залежи 302 башкирского яруса (ТатНИПИнефть, 1978, 1983). На участке пробурены 13 добывающих и 3 нагнетательные скважины. Скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием 400 м. Для ОПР по циклическому воздействию на пласты были сформированы три элемента площадного заводнения (очаговые скважины 26482, 26483, 26485 (фиг.1)). Геолого-физическая характеристика участка приведена в таблице 1.

Закачка воды в 2 скважины была начата в 1983 г. и еще в одну - в 1986 г. , продолжительность периодов закачки 9-14 суток с количеством циклов от 3 до 8 в летнее время (май-октябрь). Этот вариант циклического воздействия на пласты со стороны нагнетательных скважин при постоянной работе добывающих является базовым для сравнения эффективности по рекомендуемому способу разработки.

Вариант доразработки участка по прототипу отличается от базового тем, что нагнетательные и добывающие скважины работают в противофазе друг с другом: через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент в течение 15 суток, а добывающие скважины останавливают на 15 суток, затем в следующие 15 суток работу скважин меняют на противоположную.

При стационарной работе добывающих скважин определена обводненность добываемой ими продукции (табл.2).

Во всех добывающих скважинах проведены гидродинамические исследования по снятию кривых восстановления давления (КВД) с последующей их обработкой. По результатам интерпретации результатов КВД построена карта распределения гидропроводности пласта, на которой также нанесены направления повышенной трещиноватости коллектора (см. чертеж).

Через каждую нагнетательную скважину вдоль линий повышенной трещиноватости проведены "оси нагнетания":
- через нагнетательную скважину 26482 - линия 1-1;
- через нагнетательную скважину 26485 - линия 2-2;
- через нагнетательную скважину 26483 - линия 3-3.

С учетом этих "осей нагнетания" сформированы две группы добывающих скважин, расположенных по разные стороны от "осей нагнетания":
- 1 группа - добывающие скважины 26477, 26478, 26484, 26476, 26489, 42;
- 2 группа - добывающие скважины 26479, 26480, 26486, 26488, 26487, 15500, 26481.

Для удобства оценки технологической эффективности способа при математическом моделировании процессов фильтрации жидкости в пласте скважины первой группы разделены на две подгруппы:
- подгруппа 1^а с добывающими скважинами 26477, 26478, 26484 и 26476, расположенными на северо-западе участка;
- подгруппа 1^б с добывающими скважинами 26489 и 42, расположенными на юго-востоке участка.

По выделенным группам скважин и в целом по всем добывающим скважинам определена средняя текущая обводненность добываемой продукции (таблица 1). Средняя текущая обводненность по всем скважинам составляет 85,1%, которая принимается за базовую. В первой группе добывающих скважин средняя текущая обводненность составляет 81,4%, что ниже базовой (в связи с чем группа скважин и была отнесена к первой группе). Во второй группе добывающих скважин средняя текущая обводненность равна 86,8%, что выше базовой.

В нагнетательные скважины сформированных ячеек ( 26482, 26485, 26483) в октябре 2000 года была закачена оторочка вязкоупругого состава объемом, определенным по данным математического моделирования процессов фильтрации и составляющим 11% от суммарного объема пор и трещин коллектора в ячейках скважин. После закачки оторочки вязкоупругого состава в нагнетательные скважины продолжалась закачка воды, добывающие скважины второй группы были остановлены, а первой группы - находились в эксплуатации.

В октябре 2000 года дебиты скважин первой группы по нефти выросли в 1,73 раза, а дебиты по жидкости уменьшились в 1,6 раза, что привело к снижению обводненности добываемой продукции по первой группе скважин с 81,4 до 70,2% на конец октября 2000 года. Прогнозная продолжительность одного цикла со сменой работы скважин первой и второй групп составляет от 2 месяцев (первый цикл) до 1,5 месяцев (в конце первого года внедрения способа).

Технологическая эффективность нового способа разработки по сравнению с базовым вариантом и вариантом по прототипу приведена в таблицах 3 и 4. За весь срок эксплуатации залежи по новому способу разработки коэффициент нефтеизвлечения увеличивается на 0,017 доли ед. по сравнению с базовым вариантом и на 0,011 доли ед. по сравнению с вариантом разработки по прототипу. Соответственно, происходит снижение отборов попутно-добываемой с нефтью воды и водонефтяного фактора.

Таким образом, достигнута поставленная задача по увеличению относительно прототипа коэффициента нефтеизвлечения и снижения объемов попутно-добываемой с нефтью воды за счет создания системы разработки, учитывающей направление повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости. Способ эффективен и промышленно применим.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ:
1. Изменение направления потоков жидкости - способ регулирования процесса эксплуатации при заводнении. М.Л. Сургучев, В.А. Бочаров, В.Е. Гавура, Г.А. Атанов. - М.: Наука, 1977.

2. Патент РФ 2030566, кл. Е 21 В 43/20, 43/16. Способ разработки нефтяных месторождений с неоднородными высоко- и низкопроницаемыми коллекторами. Артемьев В.Н. и др. - Опубл. 10.03.95, БИ 7.

3. Патент РФ 2105870, кл. Е 21 В 43/20, 43/30. Способ разработки нефтяной залежи. Хисамов Р.С., Тазиев М.З., Хисамов С.С., Файзуллин И.Н. - Опубл. 27.02.98, БИ 6.

4. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. -308 с.

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.ред. Гиматутдинова Ш.К. М.: Недра, 1983.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, сложенных неоднородными трещиноватыми, поровыми или смешанными типами коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способа с увеличением коэффициента нефтеизвлечения за счет учета неоднородности коллекторских свойств пластов по различным направлениям. Сущность изобретения: способ включает поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации групп добывающих скважин. Дополнительно из числа пробуренных скважин формируют ячейки добывающих скважин с нагнетательными в центре. Предварительно при стационарной работе добывающих скважин определяют обводненность продукции и рассчитывают среднюю текущую обводненность по скважинам каждой ячейки, которую принимают за базовую. Затем снимают кривые восстановления на забоях добывающих скважин, по результатам интерпретации которых и динамики обводнения скважин в предыдущий период эксплуатации определяют направление повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости. Добывающие скважины в каждой ячейке, расположенные перпендикулярно от направлений повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, делят на две группы от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости. К первой группе добывающих скважин относят скважины с более низкой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая. Ко второй группе относят скважины с более высокой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая. Эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами. В каждом из них сначала закачивают через нагнетательные скважины в направлении повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости оторочку вязкоупругого состава. Затем закачивают оторочку вытесняющего агента. Отключают из эксплуатации вторую группу добывающих скважин и эксплуатацию первой группы добывающих скважин продолжают до повышения средней текущей обводненности по ней до базовой. После этого первую группу добывающих скважин останавливают и пускают в эксплуатацию вторую группу добывающих скважин и эксплуатируют ее также до возрастания снизившейся средней текущей обводненности по ней до базовой. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин первой и второй групп повторяют при работе групп скважин в противофазе как внутри ячеек, так и между ними до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий поддержание упругого режима работы пластов путем применения периодических режимов эксплуатации групп добывающих скважин, отличающийся тем, что дополнительно из числа пробуренных скважин формируют ячейки добывающих скважин с нагнетательными в центре, предварительно при стационарной работе добывающих скважин определяют обводненность их продукции и рассчитывают среднюю текущую обводненность по скважинам каждой ячейки, которую принимают за базовую, затем снимают кривые восстановления давления на забоях добывающих скважин, по результатам интерпретации которых и динамики обводнения скважин в предыдущий период эксплуатации определяют направление повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, а добывающие скважины в каждой ячейке, расположенные перпендикулярно от направлений повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, делят на две группы от оси нагнетания, проходящей через нагнетательную скважину вдоль направления повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости, причем к первой группе добывающих скважин относят скважины с более низкой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая, а ко второй группе, наоборот, с более высокой средней текущей обводненностью добываемой продукции, чем базовая, и эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в каждой ячейке осуществляют циклами, в каждом из которых сначала закачивают через нагнетательные скважины в направлении повышенной трещиноватости или фильтруемости жидкости оторочку вязкоупругого состава, затем - оторочку вытесняющего агента, отключают от эксплуатации вторую группу добывающих скважин и эксплуатацию первой группы добывающих скважин продолжают до повышения средней текущей обводненности по ней до базовой, после чего первую группу добывающих скважин останавливают и пускают в эксплуатацию вторую группу добывающих скважин и эксплуатируют ее также до возрастания снизившейся средней текущей обводненности по ней до базовой, циклы периодической эксплуатации добывающих скважин первой и второй групп повторяют при работе групп добывающих скважин в противофазе как внутри ячеек, так и между ними до достижения экономических критериев превращения эксплуатации. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае совпадения средней текущей обводненности добываемой продукции в первой и второй группах добывающих скважин периодическую эксплуатацию добывающих скважин начинают с любой из групп. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно перед первым циклом периодической эксплуатации проводят операции по интенсификации притока в добывающих скважинах с текущей обводненностью ниже базовой и/или ограничению отбора воды в добывающих скважинах с текущей обводненностью выше базовой, а закачку оторочек вязкоупругого состава повторно проводят после падения забойного давления в нагнетательных скважинах до первоначального значения. 4. Способ по п. 1, или 2, или 3, отличающийся тем, что новые нагнетательные скважины пробуривают специально или выбирают из числа добывающих.