СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, ОСНОВАННЫЙ НА СИСТЕМНОМ ВЫЯВЛЕНИИ СКВАЖИН, ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ПОСТОРОННЕЙ ВОДОЙ, ИХ РЕМОНТЕ И ВВОДЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/16 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, находящихся на разных стадиях разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, промыслово-геофизический контроль за разработкой и выявление скважин, добывающих постороннюю воду, их ремонт и ввод в эксплуатацию ("Посторонняя" вода - это вода, поступающая в скважину не из разрабатываемого эксплуатационного объекта).

Такой традиционный порядок работ или способ разработки изложен в специальной литературе по нефтепромысловой геологии и по эксплуатации и разработке нефтяных месторождений [1], [2].

В работе [1] отмечается, что на практике довольно широко распространены случаи обводнения эксплуатационных скважин за счет заколонной циркуляции между интервалом перфорации и нижележащим водоносным коллектором. Интервал заколонной циркуляции обычно не превышает 10-15 м. Для выделения интервала заколонной циркуляции в таких условиях применяется метод закачки радиоактивных изотопов. По сравнению с другими известными методами закачка радиоактивных изотопов наиболее эффективна.

В качестве источника обводнения может быть водоносный пласт, залегающий вблизи выше или ниже эксплуатируемой залежи.

В способе [2] для определения интервалов негерметичности обсадных колонн, могущих являться источником поступления чуждой воды в эксплуатационные скважины, а также для определения заколонной циркуляции, при которой посторонняя вода через перфорационные отверстия попадает в эксплуатационную скважину, обводняя добываемую продукцию, рекомендуется применение геофизических методов с указанием конкретных видов измерений.

Ближайшим аналогом предложенного способа является способ [1].

Недостатком известного способа является то, что по результатам геофизических исследований не представляется возможной количественная оценка объемов посторонней воды, добываемой скважиной. В силу этого невозможна и оценка масштабности процесса добычи этой воды неисправными скважинами, тем более за всю историю разработки залежи.

По этой же причине, при оценке состояния разработки залежей показатель добычи посторонней воды вообще не используется в качестве характеристики текущего состояния разработки, а это представляется определенным упущением, ибо количество добываемой чужой (посторонней) воды в процессе разработки залежи может быть весьма существенным, и обусловит большие дополнительные материальные затраты на ее добычу и на закачку воды для ненужной компенсации отборов посторонней воды.

Техническим результатом предлагаемого способа является устранение отмеченных недостатков известного способа, а именно повышение текущей добычи нефти и увеличение полноты извлечения ее запасов за счет системного подхода к выявлению скважин, добывающих постороннюю воду, и обеспечение возможности количественной оценки объема посторонней воды, добываемой скважиной.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины; закачку воды через нагнетательные скважины; выявление скважин, добывающих постороннюю воду; ликвидацию притоков этой воды, введение в эксплуатацию этих скважин и увеличение за счет этого отборов нефти, согласно изобретению осуществляют системное выявление таких скважин, для чего проводят сравнение фактической динамики добычи нефти с расчетной, получаемой на адаптированной геолого-технологической модели, для этого используют скважины, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности их интенсивного обводнения водой разрабатываемого эксплуатационного объекта, по величине (ΔQн), превышения расчетной добычи нефти (Qн. р. ) над ее фактической добычей (Qн.ф.) выявляют скважины, обводняющиеся посторонней водой, оценивают объемы этой воды, в скважинах с более чем двукратным превышением Qн.p. над Он.ф., проводят промыслово-геофизические исследования по выявлению источников обводнения, ликвидацию притоков этой воды осуществляют путем ремонта скважин с подтвержденными этими исследованиями притоками посторонней воды, и вводят их в эксплуатацию с большими дебитами нефти, увеличивая общую добычу нефти из залежи.

Системность подхода состоит в том, что анализу подвергаются все скважины, пребывавшие в эксплуатации, и выявленный таким образом фонд является полноценной основой для целенаправленного планирования работ по проведению геофизических исследований по контролю за разработкой, что в результате позволяет сократить материальные затраты на обследование скважин, не являющихся первоочередными.

Как видно, обоснование скважин для проведения ГИС-контроля основывается на комплексном геолого-промысловом учете емкостно-фильтрационных свойств и технологических показателей эксплуатации скважин.

Реализация предлагаемого способа предопределяет необходимость создания геолого-технологической модели. В основу такой детальной модели, как известно, закладываются реальные емкостно-фильтрационные свойства коллекторов разрабатываемых продуктивных горизонтов. Поэтому адаптированная геолого-технологическая модель [3] достаточно объективно отображает фильтрационные процессы, происходящие в залежи.

Способ разработки нефтяных залежей осуществляется следующим образом.

Сначала отбирают скважины, в которых методами ГИС-контроля установлен факт обводнения посторонней водой, например приток воды из выше- или нижележащего горизонта по заколонному пространству через перфорационные отверстия или через негерметичность эксплуатационной колонны.

По каждой скважине этой группы за всю историю эксплуатации строят и сопоставляют динамику расчетной и фактической добычи жидкости и нефти. В результате создается образ динамики добываемой обводненной продукции и характера ее расхождения с расчетной добычей нефти.

Затем производят отбор скважин, в которых исследования по ГИС-контролю, т. е. геофизические исследования по контролю за разработкой, не проводились, но которые имеют фактическую динамику добычи нефти и расхождение между фактической и расчетной динамикой добычи нефти, сходные с аналогичными показателями скважин первой группы.

Такие скважины и рекомендуют сначала для проведения в них промыслово-геофизических исследований по выявлению источников обводнения, а в случае подтверждения поступления в них посторонней воды предлагают для проведения работ по изоляции водопритоков.

Для проведения анализа используют в основном скважины, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности интенсивного обводнения водой разрабатываемого эксплуатируемого объекта.

Околоскважинное пространство таких скважин сложено в большинстве случаев однородно-неоднородной пачкой коллекторов, среди которых прослои с аномально высокой проницаемостью отсутствуют. Скважины удалены от внешнего, внутреннего контуров нефтеносности и от нагнетательных скважин.

Не следует использовать скважины, геолого-промысловые условия которых могут обусловить интенсивное обводнение собственной водой, т.е. водой эксплуатируемого объекта разработки.

Это скважины, имеющие подошвенную воду в непосредственной близости от интервала перфорации, скважины, расположенные вблизи от внешнего или внутреннего контуров нефтеносности или находящиеся вблизи от нагнетательных скважин, а также скважины, в разрезе которых имеются отдельные высокопроницаемые прослои, по которым может произойти опережающее обводнение.

Пример конкретного выполнения способа
Способ опробован на одном из месторождений Западной Сибири.

Характеристика геологического строения объекта разработки.

Пласты AB₁ ³ и АВ₂ ¹ представлены серией песчано-глинистых отложений. По морфологическим и фильтрационным свойствам выделяют коллекторы двух типов: пласты-коллекторы монолитного строения и тонкослоистого чередования. Первые обладают высокой проницаемостью (200-500мД). Проницаемость же тонкослоистых коллекторов, как правило, изменяется в диапазоне 30-50-70 мД. Пласты AB₁ ³ и АВ₂ ¹ расчленены. Общая толщина соответственно 6 и 40 м. Коллекторы характеризуются изначально низкой нефтенасыщенностью и подвижной поровой водой.

Объект введен в промышленную разработку в 1986 г. В эксплуатации пребывало 580 скважин. По состоянию на 1.01.2000 г. в добывающем фонде было 475 скважин и в нагнетательном - 178 скважин. Все добывающие скважины давали обводненную продукцию. Годовая добыча нефти порядка 900 т.т. Обводненность - 81%. Добыча жидкости 4,7 млн.т. Средний дебит скважины по нефти 12 т/с., жидкости ~ 63 т/с. Система разработки - блоковая. Каждый блок ограничен с четырех сторон рядами нагнетательных скважин. Характерным для процесса выработки запасов является низкая нефтеотдача (12,8%) при высокой степени обводненности (81,0%). Накопленный водонефтяной фактор оценен на уровне 1,7.

В соответствии с регламентированным порядком сначала была создана детальная трехмерная трехфазная геолого-технологическая модель.

Геологическое моделирование проведено с использованием программного комплекса YRAP RMS, а технологическое - на базе пакета MORE. Была воспроизведена вся 16-летняя история разработки объекта. Были адаптированы все скважины, имевшие длительную историю эксплуатации. Расхождение между накопленными отборами нефти, расчетными и фактическими, не превышало 2%.

В соответствии с регламентированным порядком сначала были отобраны скважины, в которых по данным ГИС-контроля установили притоки посторонней воды. Таких скважин оказалось 80 (см. табл.).

На чертеже показана типичная картина динамики фактической и расчетной добычи нефти для скважин этой группы.

Затем были отобраны скважины с динамикой фактической и расчетной добычей жидкости и нефти, подобной приведенной на чертеже, но по которым геофизические исследования на предмет выявления источников обводнения не проводились. Таких скважин оказалось 123.

Далее провели анализ геолого-промысловых условий 123 скважин с обводнением посторонней водой на предмет выявления геолого-промысловых условий в околоскважинном пространстве, могущих способствовать интенсивному обводнению скважин своей водой. Таких скважин оказалось 29. Это в основном обводняющиеся скважины, находившиеся в водонефтяной зоне залежи.

Скважин, добывающих постороннюю воду и характеризующихся геолого-промысловыми условиями, не предопределяющими возможность обводнения своей водой, оказалось 94.

В этих 94 скважинах, согласно рекомендуемому способу, провели промыслово-геофизические исследования по выявлению источников обводнения. Прямыми исследованиями была подтверждена обводняемость посторонней водой 81 скважины (см. таблицу).

Затем все эти скважины были переданы в капремонт для устранения источников обводнения. Ремонтные работы в течение 2-х лет были проведены в 73 скважинах, в т. ч. в первый год - в 40 скважинах, и во второй год - в 33 скважинах.

Расчет дополнительной добычи нефти, обусловленной увеличением продуктивности обводнявшихся посторонней водой скважин после проведения в них ремонтных работ, дается ниже.

Расчет дополнительной добычи нефти, обеспеченной системным выявлением и последующим ремонтом скважин, обводняющихся посторонней водой (в расчет вошли 73 скважины, указанные в графе 4 таблицы).

Скважины подразделены на две группы, в соответствии с временем проведения в них ремонтных работ.

В первый год отремонтировано 43 скважины (это первая группа скважин); во второй год - 30 скважин (вторая группа).

а) Средние показатели работы скважины первой группы, до проведения ремонтных работ: q_ж - 54 т/с, f_в- 96%, q_н - 2,2 т/с,
где q_ж - дебит жидкости, f_в - обводненность, q_н - дебит нефти.

б) и в) Показатели работы осредненной скважины первой группы, соответственно в год проведения изоляционных работ, и на следующий год:
б)
q_ж - 37 т/с
f_в - 63%
q_н - 13,7 т/с
t - 133 сут.

К_э - 0,75
Δq_н - 11,5 т/с
в)
q_ж - 39 т/с
f_в - 71%
q_н - 11,3 т/с
t - 273 cут.

Δq_н-9,1 т/с
где t - время работы,
К_э - коэффициент эксплуатации,
Δq_н - прирост среднесуточного дебита.

г) Показатели работы осредненной скважины второй группы в год проведения изоляционных работ:
до проведения - после проведения
изоляционных работ - изоляционных работ
q_ж - 58,7 т/с - q_ж - 49,0 т/с
f_в - 95,4% - f_в- 67,5%
q_н - 2,7 т/с - q_н - 15,9 т/с - Δq_н - 13,2 т/с - t - 133 c
ΔQн (первая группа скважин)=(43•11,5•133)+(43•9,1•273)=172593,4 т.

ΔQн (вторая группа скважин)=30•13,2•133=52668 т.

Всего по обеим группам за два года ΔQH составила 225,2 тыс. т.

Результаты опытных работ по практическому использованию предлагаемого способа разработки, основанному на системном выявлении скважин, обводняющихся посторонней водой, их ремонте и вводу в эксплуатацию, свидетельствуют об эффективности способа.

Источники информации
1. Прототип - Б. М. Орлинский. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. Москва. Недра, 1977г., с.45.

2. Методические руководства по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений (с.329, табл. 6.2, п.9, РД-39-100-91).

3. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). Министерство топлива и энергетики РФ. М., 2000.

Изобретение относится к нефтяной добывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, находящихся на разных стадиях разработки. Обеспечивает повышение текущей добычи нефти и увеличение полноты извлечения ее запасов. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих постороннюю воду, ликвидацию притоков этой воды и ввод в эксплуатацию этих скважин, отличающийся тем, что осуществляют системное выявление указанных скважин. Для этого проводят сравнение фактической динамики добычи нефти за период эксплуатации с расчетной, получаемой на адаптированной геолого-технологической модели, для скважин, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности их интенсивного обводнения водой эксплуатируемого объекта. По величине превышения расчетной добычи нефти над ее фактической добычей выявляют скважины, обводняющиеся посторонней водой. Оценивают объемы этой воды. В скважинах с более чем двукратным превышением расчетной добычи нефти над ее фактической добычей проводят промыслово-геофизические исследования по выявлению источников обводнения. Ликвидацию притоков посторонней воды осуществляют путем ремонта скважин с подтвержденными этими исследованиями притоками посторонней воды. 1 ил., 1 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, выявление скважин, добывающих постороннюю воду, ликвидацию притоков этой воды и ввод в эксплуатацию этих скважин, отличающийся тем, что осуществляют системное выявление указанных скважин, для чего проводят сравнение фактической динамики добычи нефти за период эксплуатации с расчетной, получаемой на адаптированной геолого-технологической модели, для скважин, геолого-промысловые условия которых не предопределяют возможности их интенсивного обводнения водой эксплуатируемого объекта, по величине превышения расчетной добычи нефти над ее фактической добычей выявляют скважины, обводняющиеся посторонней водой, оценивают объемы этой воды, в скважинах с более чем двукратным превышением расчетной добычи нефти над ее фактической добычей проводят промыслово-геофизические исследования по выявлению источников обводнения и ликвидацию притоков посторонней воды осуществляют путем ремонта скважин с подтвержденными этими исследованиями притоками посторонней воды.