СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации месторождений углеводородного сырья (УВС) на суше и на акватории, в частности к способам увеличения газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов со сложным геологическим строением.

Наиболее эффективно оно может быть использовано при разработке и эксплуатации месторождений УВС на поздней стадии эксплуатации, характеризующихся многоярусным геологическим строением, при котором залежи УВС разделены между собой, расположены на больших глубинах и связаны с ловушками УВС неструктурного типа, а также с ловушками УВС в виде малоамплитудных локальных поднятий.

Изобретение может быть использовано для управления разработкой и доразработкой месторождений УВС при осуществлении третичной эксплуатации сложнопостроенных многопластовых месторождений, когда является крайне необходимым вовлечение в эксплуатацию слабодренируемых, тупиковых и застойных зон.

Известен способ разработки месторождений УВС (США, патент 4408664, МКИ Е 21 В 43/20, Е 21 В 43/27, НКИ 166/263, 1983 г.), согласно которому предложен метод увеличения нефтеотдачи и извлечения нефти из продуктивных пластов на поздней стадии эксплуатации путем нагнетания в пласт через нагнетательные скважины закачиваемой воды с специальными добавками и последующего вытеснения оторочки закачиваемой воды к добывающим (эксплуатационным) скважинам при отборе нефти в установленном объеме.

Существенными недостатками известного способа являются низкие технологическая и экономическая эффективность предложенной технологии, т.к. отсутствуют объективные критерии оптимальных величин режимов закачки и объемов закачиваемой воды, в т.ч. и оторочки в пласты со сложным геологическим строением; кроме того, установление величины отбора нефти из пласта в зависимости от коллекторских свойств, определяемых по керну, обладает высокой погрешностью ввиду изучения только прискважинной зоны, требует трудоемкого исследования в лабораторных условиях, бурения специальных скважин для отбора керна и дополнительных скважинных геофизических исследований, что значительно снижает технологическую и экономическую эффективность способа.

Известен также способ разработки месторождений УВС (RU, патент 2122630, МКИ Е 21 В 43/20, 43/22, 1997 г.), когда также при третичной разработке на поздней стадии эксплуатации месторождения УВС вытеснение нефти из пласта осуществляют путем подбора оптимальных составов закачиваемых технологических жидкостей для образования модифицированных полимердисперсных систем.

Недостатками указанного способа являются его низкая эффективность при применении в обводненных неоднородных продуктивных пластах со сложным геологическим строением, кроме того, отсутствие регулирования потоков закачиваемой технологической жидкости и отбора нефти значительно снижает его экономическую эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ разработки месторождений УВС (RU, патент 2188315, МКИ Е 21 В 43/22, 2002 г.), включающий увеличение коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием закачиваемого технологического агента на поздней стадии разработки нефтяных залежей путем регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных объемов пласта для воды на основе применения специальных водоизолирующих составов, содержащих полимерсодержащие глинистые суспензии и модифицирующие химические реагенты.

Недостатком известного способа наряду с его низкой экономической и технологической эффективностью ввиду субъективного принятия решений по воздействию на обводненный пласт на качественном уровне является полное отсутствие информации о параметрах обводненного пласта, включая информацию о фазовой проницаемости и водонасыщенности пласта-коллектора; кроме того, отсутствие информации о точных границах кровли и подошвы пласта и о пространственном положении газожидкостных контактов в пространстве между нагнетательньми и добывающими скважинами не позволяет управлять фронтом вытеснения нефти из пласта и с высокой точностью осуществлять регулирование процесса разработки нефтяной залежи. При этом локальное воздействие только на обводненную залежь, а не на многоярусное многопластовое месторождение УВС в целом, значительно снижает технологическую и экономическую эффективность известного способа.

Целью изобретения является увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтегазового месторождения за счет управления процессом вытеснения углеводородного сырья.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разработки месторождений углеводородного сырья, основанном на увеличении коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием закачиваемого технологического агента при помощи нагнетательной скважины и отборе продукта при помощи добывающей скважины, переводят режим подачи технологического агента в нагнетательную скважину и/или отбор углеводородного сырья из добывающей скважины в нестационарный через одинаковые задаваемые временные интервалы, для тех же временных интервалов определяют функции взаимной корреляции расхода и давления на устье нагнетательной и устье добывающей скважины, по параметрам функций взаимной корреляции, передаточным и переходным функциям пластов-коллекторов осуществляют выделение, оценку параметров пласта, коэффициента и фронта вытеснения углеводородного сырья и устанавливают оптимальные величины и временные интервалы отбора углеводородного сырья в добывающей скважине в зависимости от коллекторских свойств пласта и коэффициента вытеснения.

Для повышения коэффициента вытеснения переводят режим подачи технологического агента и отбора углеводородного сырья в нестационарный при помощи ступенчатого изменения величины давления внутри нагнетательной скважины и ступенчатого, противофазного подаче, изменения дебита добывающей скважины в одинаковых временных интервалах, не превышающих длительность переходной характеристики пласта.

Оптимальные величины расхода, давления, объемов и времени подачи технологического агента устанавливают по максимальным значениям коэффициента вытеснения, определяемого по отношению объемных значений коэффициента нефтегазонасыщенности к коэффициенту водонасыщенности, пропорционального отношению передаточных характеристик нефтегазонасыщенной и водонасыщенной частей залежи и длительности переходных характеристик.

Для повышения надежности изоляции водонасыщенной части пласта и поддержания постоянства пластового давления производят попеременную циклическую закачку в нагнетательную скважину водоизолирующего состава и технологического агента (растворителя нефти, пара, газа и др.) с временными интервалами воздействия, не превышающими длительность переходной характеристики, и равными скоростями движения.

Для увеличения охвата пласта объемньм вытеснением углеводородного сырья в продуктивной части пласта осуществляют из основного ствола нагнетательной скважины зарезку боковых горизонтальных стволов, в каждой из которых попеременно нагнетают вытесняющий технологический агент (растворитель) и вытесняющий газ (или пар) с равными скоростями движения обоих компонентов и временем воздействия, не превышающим длительность переходной характеристики продуктивной части пласта.

На фиг.1 представлена функциональная схема для реализации способа.

Функциональная схема включает добывающую скважину 1 (или ряд скважин), нагнетательную скважину 2 (или ряд скважин), 3; 3¹ - датчики давления на устье нагнетательной и устье добывающей скважин соответственно; 4; 4¹ - датчики расхода на устье нагнетательной и устье добывающей скважин соответственно; 5 - продуктивная часть залежи; 6 - водонасыщенная часть залежи.

На фиг.2 показан пример определения по латерали коллекторских свойств, нефтегазоводонасыщенности и коэффициента вытеснения для многопластового нефтегазоконденсатного месторождения.

На фиг.3 в качестве примера реализации заявленного способа приведена структурная карта месторождения УВС в частотном представлении до воздействия (рис.3а) и после воздействия (рис.3б) при помощи ряда горизонтальных скважин после трех лет эксплуатации месторождения. Нагнетательная и добывающая скважины обсажены колонной, имеют открытую (перфорированную) часть ствола в заданных интервалах геологического разреза, герметизированные устья и оснащены противовыбросовым оборудованием.

Способ реализуется согласно следующей последовательности операций.

После установления точной границы водонефтяного (или газожидкостного) контакта ВНК на поздней стадии разработки месторождений УВС при помощи нагнетательной скважины 2 (или ряда нагнетательных скважин) осуществляют закачку в водонасыщенную часть залежи 6 специального водоизолирующего состава. Для увеличения контактной поверхности из основного ствола нагнетательной скважины ниже ВНК осуществляют зарезку ряда боковых горизонтальных стволов (или создают дополнительные перфорационные отверстия). После создания надежного водоизолирующего экрана в верхней водонасыщенной части залежи 6 переходят на нестационарную ступенчатую подачу в нагнетательную скважину 2 технологического вытесняющего агента (растворителя нефти, газа, пара, полимерных составов, уменьшающих вязкость нефти и др.) в продуктивную часть залежи 5 через равные временные интервалы при помощи системы многозабойных горизонтальных стволов выше ВНК или при помощи дополнительных перфорационных отверстий. Для увеличения контактной поверхности и увеличения объемного коэффициента охвата продуктивной части залежи 5 из основного ствола добывающей скважины 1 (или ряда добывающих скважин) также осуществляют зарезку боковых горизонтальных стволов, расположенных в продуктивной части залежи 5 над системой горизонтальных нагнетательных стволов с образованием пространственной "решетки" выше ВНК.

Во временном интервале нестационарной подачи технологического агента осуществляют ступенчатое, противофазное подаче, уменьшение (увеличение) отбора УВС из добывающей скважины 1 путем ступенчатого регулирования давления или расхода на устье скважины 1 (например, при помощи регулируемого штуцера или смены диафрагмы). В результате чего происходит знакопеременное ступенчатое изменение динамического пластового давления в системе нагнетательная скважина - залежь - добывающая скважина с регулированием их величин до предельно возможных при помощи датчиков 3, 3', 4, 4'. В случае ступенчатого уменьшения давления на продуктивную часть залежи наступает момент, когда величина давления в добывающей скважине 1 будет меньше пластового давления, в этом случае начинается интенсивный приток углеводородного сырья из продуктивной части залежи и скважину 1 переводят на максимальный отбор УВС.

В процессе ступенчатого регулирования расхода и давления на устьях скважин 1 и 2 производят сопоставление коэффициентов взаимной корреляции давления и расходов, измеряемых при помощи датчиков 3, 3', 4, 4'. Результаты сопоставления подвергают функциональным преобразованиям, когда осуществляется перевод величин коэффициентов взаимной корреляции в искомые параметры залежи, такие как пластовое давление, проницаемость, пористость, гидропроводность, коэффициент продуктивности, коэффициент вытеснения.

Вычисление искомых параметров осуществляется по следующим алгоритмам. В основе идентификации регулирования системой нагнетальная скважина - залежь - добывающая скважина находится решение интегрального уравнения

где:

R_1,2(τ) - взаимнокорреляционная функция сигналов расхода и давления на устье скважины 2 и устье скважины 1;

R_1,1(τ) - автокорреляционная функция сигналов расхода и давления на устье скважины 1;

τ - временной сдвиг между сигналами в нагнетательной и добывающей скважинах, с;

θ - переменная интегрирования;

K(t) - импульсная переходная характеристика системы нагнетательная скважина -залежь -добывающая скважина.

где:

π - число π (π=3,14);

e - натуральный логарифм (е=2.718);

i - мнимое число;

ω - круговая частота, рад/с;

t - время, с;

- комплексный коэффициент передачи системы.

По комплексному коэффициенту передачи системы оценивают динамические апмплитудно-частотную и фазочастотную характеристики системы.

Длительность импульсной переходной характеристики определяют как:

Величину пластового давления оценивают как:

где K₁ - коэффициент взаимной корреляции между расходами на устье скважины 2 и устье скважины 1;

P₂, Q₂ - величины давления и расхода технологического агента на устье скважины 2 соответственно.

Пористость пласта определяют как:

где Q₁ - величина расхода на устье скважины 1 за интервал времени;

t_c - длительность ступени воздействия.

Проницаемость пласта определяют как:

где n - число временных интервалов.

Гидропроводность пласта оценивают как:

Г_п=К₂/К₁,

где:

K₂ - коэффициент взаимной корреляции между давлениями на устьях нагнетательной и добывающей скважин.

Коэффициент продуктивности определяют как:

где Т - период отбора УВС из скважины 1.

В приведенных выше формулах коэффициенты K₁; K₂ определяют как:

где ; ; ; - автокорреляционные функции расхода и давления на устье добывающей и устье нагнетальной скважин соответственно.

Текущий коэффициент вытеснения УВС технологическим агентом оценивается как:

где - коэффициент вытеснения до воздействия;

- коэффициент вытеснения после воздействия;

К_нг, К_вн - коэффициенты объемной нефтегазонасыщенности и объемной водонасыщенности, определяемые по передаточным характеристикам , соответственно.

Для различных типов коллекторов величины коэффициентов K₁, K₂ находятся в пределах 0,27-0,65.

В качестве критерия оптимизации установлена величина максимального объема продуктивной части залежи V_{прод.пл}→max, вовлекаемой в эксплуатацию в процессе воздействия, соответствующая максимуму величины отношения . При этом оптимальные величины дебита добывающей скважины и временные интервалы отбора УВС устанавливают, поддерживая в процессе разработки максимальные значения . Для количественной оценки К_нг, К_вн залежи используют величины частотных свойств передаточных характеристик, например объемные спектрально-временные плотности.

В случае многопластового строения месторождения УВС число временных интервалов воздействия n_в выбирают n_в>n_п+1, где n_п - число продуктивных пластов в многопластовом месторождении.

В качестве примера реализации предложенного способа на фиг.2 приведен глубинный разрез текущей нефтегазоводонасыщенности, графики коэффициента пористости К_п и коэффициента вытеснения К_в по латерали для продуктивных пластов-коллекторов (желто-зеленый цвет) многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, верхняя часть которого находится на поздней стадии эксплуатации (выделена пунктиром).

Длительности импульсных переходных характеристик для нефтегазонасыщенной части месторождения с эффективной мощностью Н_эф=10-50 метров составляют g_к=1,3-3,6·10³ с; для водонасыщенной части g_к=7,2-24·10³ с.

На фиг.3 показан пример реализации регулирования объемного коэффициента охвата и коэффициента вытеснения УВС при помощи системы многозабойных горизонтальных стволов, пробуренных путем зарезки из основного ствола нагнетательной скважины в продуктивную часть залежи, находящейся в периоде падающей добычи на одном из месторождений Севера Тимано-Печорской нефтегазоносной области. Приведенная структурная карта кровли залежи построена по результатам оценки площадей спектральных плотностей передаточных характеристик продуктивной части залежи (желто-зеленый цвет) и вмещающих пород (оранжевый цвет) в диапазоне частот 0,1-100 Гц.

После проведенного воздействия продуктивность контролируемой эксплуатационной скважины возросла в 8 раз и поддерживалась на стабильном уровне в течение наблюдаемых трех лет.

По сравнению с известными техническими решениями предложенный способ позволяет с высокой эффективностью практически в реальном времени управлять объемным коэффициентом охвата и коэффициентом вытеснения УВС из многопластовых сложнопостроенных месторождений, что обеспечивает максимальное извлечение углеводородного сырья на поздней стадии эксплуатации за счет создания оптимальной технологии и системы извлечения УВС непосредственно в самих продуктивных горизонтах.

Высокая экономическая эффективность предложенного технического решения, кроме увеличения объемов извлекаемого углеводородного сырья, дополняется отсутствием необходимости бурения дополнительных нагнетательных и добывающих скважин и сокращением затрат на доразведку месторождений ввиду использования фонда имеющихся на добывающем предприятии низкорентабельных и бездействующих скважин.

Использование: при разработке и эксплуатации многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений как на суше, так и на акватории и предназначено для управления разработкой и доразработкой месторождений углеводородного сырья на поздней стадии эксплуатации. Обеспечивает увеличение конечной газонефтеотдачи продуктивных пластов-коллекторов многопластового нефтегазового месторождения за счет управления процессом вытеснения углеводородного сырья. Сущность изобретения: способ предусматривает увеличение коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием закачиваемого технологического агента при помощи нагнетательной скважины и отбором углеводородного сырья при помощи добывающей скважины. Согласно изобретению переводят режим подачи технологического агента в нагнетательную скважину и/или отбор углеводородного сырья из добывающей скважины в нестационарный при помощи изменения давления закачки технологического агента в нагнетательную скважину и противофазного этой закачке изменения расхода отбираемого продукта из добывающей скважины в одинаковых временных интервалах. Определяют функции взаимной корреляции давления и расхода в нагнетательной и добывающей скважинах. По параметрам функций взаимной корреляции определяют частотные свойства продуктивного пласта - пластовое давление и его фильтрационные и емкостные свойства, такие как проницаемость, пористость, гидропроводность и продуктивность. В процессе разработки расход отбираемого углеводородного сырья из добывающей скважины и временные интервалы отбора углеводородного сырья эксплуатации поддерживают из условия максимального значения отношения коэффициента вытеснения углеводородного сырья после воздействия к этому коэффициенту до воздействия, 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ разработки нефтегазовых месторождений, основанный на увеличении коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием закачиваемого технологического агента при помощи нагнетательной скважины и отборе углеводородного сырья из добывающей скважины, отличающийся тем, что переводят режим подачи технологического агента в нагнетательную скважину и/или отбор углеводородного сырья из добывающей скважины в нестационарный при помощи изменения давления закачки технологического агента в нагнетательную скважину и противофазного этой закачке изменения расхода отбираемого углеводородного сырья из добывающей скважины в одинаковых временных интервалах, определяют функции взаимной корреляции давления и расхода в нагнетательной и добывающей скважинах, по параметрам функций взаимной корреляции определяют свойства продуктивного пласта в частотном представлении - пластовое давление и его фильтрационные и емкостные свойства, такие как проницаемость, пористость, гидропроводность и продуктивность, при этом в процессе разработки расход отбираемого углеводородного сырья из добывающей скважины и временные интервалы отбора углеводородного сырья эксплуатации поддерживают из условия максимального значения отношения коэффициента вытеснения углеводородного сырья после воздействия к этому коэффициенту до воздействия.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление в нагнетательной скважине и расход в добывающей скважине изменяют ступенчато и во времени воздействия, не превышающем (1,3÷24)·10³ с.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что расход, давление, объем и временной интервал закачки технологического агента в нагнетательную скважину устанавливают по максимальному значению коэффициента вытеснения углеводородного сырья.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину закачивают в нестационарном режиме растворители нефти, пар, газ попеременно с водоизолирующим составом, равными скоростями движения и временем воздействия, не превышающем (1,3÷24)·10³ с.5. Способ по п.1, отличающийся тем, что из ствола нагнетательной скважины осуществляют зарезку боковых горизонтальных стволов, в каждый из которых закачивают попеременно растворитель и газ или пар с равными скоростями движения и временем воздействия, не превышающем (1,3÷24)·10³ с.