СПОСОБ СИСТЕМНОЙ ЦИКЛИЧЕСКОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородными коллекторами, коллекторами, имеющими пласты различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор углеводородного сырья через добывающие скважины (см. патент США 3480081, кл. Е 21 В 43/20, 25.11.1969).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная тем, что способ не учитывает геологические особенности коллектора углеводородного сырья и потому не обеспечивает требуемый в настоящее время уровень нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор углеводородного сырья через добывающие скважины (см. авторское свидетельство СССР 412760, кл. Е 21 В 43/20, 1974).

Недостатком этого способа является его низкая рентабельность, обусловленная тем, что способ не предусматривает контроль за разработкой и не предусматривает своевременную оценку рентабельности разработки залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение углеводородного сырья через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин, определение величины остаточных запасов углеводородного сырья в углеводородной залежи и регулирование системы разработки (см. патент РФ 2154158, кл. Е 21 В 43/20, 10.08.2000).

Недостатком этого решения является то, что он тоже имеет ограниченные возможности, обусловленные тем, что наиболее значимые параметры разработки вычисляют условно по гидродинамическим математическим моделям, не учитывая реальных параметров, характеризующих поведение залежи при различных состояниях ее гидродинамического режима и реально складывающихся фильтрационных полей в процессе разработки залежи. Поэтому разработка в соответствии с известным способом не всегда в действительности оказывается рентабельной.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет использования достоверных показателей разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии включает закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, а по параметрам полученного отклика, а именно количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, извлекаемой из добывающих скважин после спонтанного изменения гидродинамического режима, определение величины остаточных запасов нефти, принятие решения о рентабельности последующей разработки залежи и, в случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика.

Кроме того:
к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима работы скважин относят спорадические остановки нагнетательных и/или добывающих скважин по причине их непредвиденного ремонта, и/или аварий, и/или обводнения;
к спонтанным незапланированным изменениям гидродинамического режима относят нарушения периодов запланированного циклического режима работы скважин при разработке залежи;
в выделенных зонах залежи осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин;
в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, например, с помощью меченых жидкостей, после чего фильтрационным потокам задают новые направления;
новые направления фильтрационным потокам задают, например, нормальными по отношению к первичным направлениям.

Сущность изобретения.

В соответствии с наиболее близким аналогом определение величины остаточных запасов углеводородного сырья в неоднородных залежах определяют с помощью трехмерных математических гидродинамических моделей, построенных на основе детальной трехмерной математической геологической модели. Однако использование геолого-гидродинамических моделей в ряде случаев представляется достаточно затруднительным. Это связано с тем, что представляется невозможным в принципе получение достоверной информации о параметрах пласта и флюидов для каждой ячейки математической модели. И действительно, для каждой ячейки математической модели необходимы, например:
конкретные значения абсолютной проницаемости по взаимно противоположным направлениям, определяемым реально существующей анизотропией пласта;
вид функции капиллярного скачка, необходимой при решении задач замещения нефти водой;
значения вертикальной проницаемости пластов и гидродинамической связи между пластами, проявляющихся при гравитационной сепарации фаз во время остановки нагнетательных и/или добывающих скважин.

При этом представляемый для исследований керн отражает ограниченное количество скважин. Информацию, полученную по керну, интерполируют на все блоки математической модели пласта.

Отсюда очевидна условность получаемых по математическому моделированию результатов.

Вместе с тем коэффициент вытеснения углеводородного сырья, например нефти в лабораторных условиях (из керна), составляет 0,65-0,9, что соответствует количеству подвижного углеводородного сырья в пласте.

Средний же фактически получаемый на промыслах коэффициент нефтеотдачи едва превышает 0,3-0,4. Таким образом, только часть нефти извлекают из пласта. Остальная подвижная нефть остается погребенной в пласте.

Такая дистанция между натурными и лабораторными результатами дает основание предположить, что сложившаяся в практике система стереотипной оценки явлений в залежи при ее заводнении не в полной мере оценивает эти явления, имеющие место в действительности. При этом бесспорно то, что заводнение в циклическом режиме за счет нестационарной гидродинамики обеспечивает возможность подключения к общему фильтрационному полю залежи ее малопроницаемые (застойные) насыщенные нефтью зоны. В то же время долговременность разработки залежи на циклическом режиме, т.е. на режиме с повторяемостью событий с определенным периодом времени, позволяет оценивать эту нестационарность, при определенном масштабе рассмотрения (именно длительном периоде разработки залежи с устойчивыми параметрами циклирования), как квазистационарный режим, которому также свойственно развитие со временем "привычных" фильтрационных каналов (полей) в залежи. Резервом технологии в этом направлении могло бы быть дальнейшее усиление нестационарности гидродинамических режимов в залежи, например, за счет текущего изменения во времени продолжительности циклов.

Однако все эти эксперименты требуют не только задалживания во времени резерва мощностей (насосов и скважин) по закачке вытесняющего агента, но и времени (до нескольких лет). Эти затраты могут быть рентабельными только тогда, когда заранее с достаточной степенью надежности оценена величина остаточных запасов углеводородного сырья. Только в этом случае все затраты на эксперименты могут быть оправданы. При этом такая постановка задачи правомерна только для последующего этапа разработки.

В соответствии с настоящим изобретением оказалось возможным оценить потенциал залежи по предшествующей истории ее разработки в циклическом режиме и с позиций первых приближений ее вывода на нестационарное циклическое воздействие (воздействие с нарушенным или нестабильным периодом циклического воздействия). Средством вывода залежи в нестационарный режим предложено рассматривать спонтанные (стихийные), т.е. заранее незапланированные изменения гидродинамического режима работы всех скважин. Предложено учитывать и отклик залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима работой добывающих скважин. При этом к спонтанным (стихийным) изменениям гидродинамического режима работы скважин относят спорадические (случайные), т.е. не закономерные и заранее незапланированные остановки нагнетательных и/или добывающих скважин по причине необходимости их ремонта и/или необходимости ликвидации аварий. Кроме того, к спонтанным незапланированным изменениям гидродинамического режима относят и нарушения периодов работы скважин при циклической разработке углеводородной залежи. На практике оказалось, что даже на фоне запланированного циклического режима эти спонтанные изменения гидравлического режима ведут к весьма ощутимому увеличению нефтеотдачи залежи и снижению обводнения извлекаемого из добывающих скважин углеводородного сырья.

По-видимому, такой режим обеспечивает подключение к общему фильтрационному полю дополнительных (не вовлекаемых при плановом циклическом режиме) остаточных зон углеводородного сырья.

Динамика результатов изменения нефтеоотдачи в течение длительного времени (истории разработки залежи) и их конкретные параметры обеспечивают возможность оценить возможности этой залежи (величину запасов), что служит основой дальнейшего принятия решений по рентабельной разработке залежи с системным подходом в использовании всех возможностей циклического режима (использование возможностей объективной циклики и планируемой циклики во всевозможных вариантах).

Способ осуществляют следующим образом.

Осуществляют закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин. Извлечение нефти осуществляют через одну или несколько добывающих скважин. При этом осуществляют анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин. Определяют величину остаточных запасов нефти в залежи и регулирование системы разработки. При этом отмечается, что анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин осуществляют с учетом всей истории разработки данной залежи. В течение всего процесса разработки залежи фиксируют промысловые данные по работе каждой из скважин. Для этого регистрируют забойные давления в каждой из скважин, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных скважин, снимают кривые восстановления давлений в скважинах, показатели содержания нефти и воды и/или газа (при эксплуатации залежи с газовой шапкой). Характеристики нефти и вытесняющего агента и пр. Из истории разработки выделяют спонтанные - незапланированные изменения гидродинамического режима работы всех скважин и отклик на эти спонтанные изменения гидродинамического режима работой добывающих скважин. При этом определение величины остаточных запасов углеводородного сырья определяют с учетом параметров отклика по количеству, темпу и обводнению и/или газированию углеводородного сырья, извлекаемого из добывающих скважин. По величине остаточных запасов нефти принимают решение о рентабельности последующей разработки залежи. В случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика осуществляют адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. Выделенные зоны являются более мелкими участками циклического воздействия, и для них уже могут быть приняты уже более конкретные режимы этого воздействия.

С уменьшением размеров участков циклического воздействия увеличивается охват этих участков вытесняющим агентом и появляется многообразие соседствующих циклических режимов, что является резервом дальнейшего углубления нестационарности. На участках представляется возможным варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпом закачки вытесняющего агента. На каждом из этих участков можно уже выключать планомерно скважины из работы. При этом выключают из работы добывающие скважины при высокой степени их обводнения или по случайному закону.

Варьируют продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют темпом закачки вытесняющего агента. На соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.

Предусматривают в выделенных зонах выявление преимущественных первичных направлений фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, например, с помощью меченых жидкостей, после чего фильтрационным потокам задают новые направления.

При этом новые направления фильтрационным потокам задают, например, нормальными по отношению к первичным направлениям.

Такой прием повторяют, например, несколько раз до получения положительных результатов извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородными коллекторами, коллекторами, имеющими пласты различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет использования достоверных показателей разработки. Сущность изобретения: по способу закачивают вытесняющий агент через одну или несколько нагнетательных скважин. Извлекают нефть через одну или несколько добывающих скважин. Осуществляют анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи. Выделяют из истории разработки спонтанные - незапланированные изменения гидродинамического режима работы всех скважин. Отмечают отклик залежи на спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин. По отклику залежи выделяют зоны остаточных запасов нефти. По параметрам полученного отклика, а именно количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, извлекаемой из добывающих скважин после спонтанного изменения гидродинамического режима, определяют величину остаточных запасов нефти. Принимают решение о рентабельности последующей разработки залежи. В случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика осуществляют адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. 5 з.п. ф-лы.

1. Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, а по параметрам полученного отклика, а именно: количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти, извлекаемой из добывающих скважин после спонтанного изменения гидродинамического режима, определение величины остаточных запасов нефти, принятие решения о рентабельности последующей разработки залежи и, в случае рентабельности разработки залежи в целом или ее отдельных выделенных зон отклика, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима работы скважин относят спорадические остановки нагнетательных и/или добывающих скважин по причине их непредвиденного ремонта и/или аварий, и/или обводнения. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к спонтанным - незапланированным изменениям гидродинамического режима относят нарушения периодов запланированного циклического режима работы скважин при разработке залежи. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, например, с помощью меченых жидкостей, после чего фильтрационным потокам задают новые направления. 6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что новые направления фильтрационным потокам задают, например, нормальными по отношению к первичным направлениям.