СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/20 E21B43/26 

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефтепродуктов и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии освоения.

Известно, что на поздней стадии происходит постепенное падение продуктивности добывающих скважин, обусловленное не только истощением запасов в коллекторе, но также необратимым снижением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), вызванным смыканием флюидопроводящих каналов из-за значительного превышения горного давления над пластовым, которое в процессе разработки имеет тенденции к постепенному падению. [1]

Известен способ нестационарной (периодической) закачки воды в пласт для стабилизации продуктивности добывающих скважин в условиях постепенного смыкания флюидопроводящих каналов («Методическое руководство по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях» ОАО «Татнефть», 2006 г.) [2].

При нестационарном режиме периоды закачки чередуются с периодами ее остановки. При подаче импульса давления (закачки) в пласт он движется по флюидопроводящим каналам (межблоковым трещинам), приобретая постепенно колоколообразную форму.

В момент прохождения по трещине переднего фронта импульса давления вода устремляется из трещин в нефтенасыщенные блоки, тем самым повышая в них поровое давление.

При прохождении по межблоковым трещинам заднего фронта импульса давления режим репрессии сменяется режимом депрессии, что вызывает активный «подсос» нефти из блоков в трещины. Процесс «подсоса» облегчается тем обстоятельством, что поровое давление в блоках оказывается выше давления в трещинах в момент прохождения по ним заднего фронта импульса давления [3].

Таким образом, прохождение каждого последующего импульса давления по межблоковым трещинам сопровождается движением по ним чередующихся порций двухфазной жидкости: вода - нефть, вода - нефть и т.д.

Причем продолжительность порции извлеченной из блоков нефти, как правило, больше продолжительности порции воды [4].

Однако известный способ циклической закачки не может обеспечить проблему полной компенсации отбора закачкой, так как объем закачиваемой в пласт воды в этом случае существенно ниже, чем при стационарном режиме закачки. В силу этого обстоятельства применение циклической закачки не может полностью предотвратить процесс постепенного смыкания каналов (трещин), хотя существенно его замедляет. В результате смыкания флюидопроводящих трещин горная порода становится более монолитной, что сопровождается ростом в ней внутренних напряжений.

Чтобы восстановить естественную флюидопроводность горной породы, находящейся в таком напряженном состоянии, необходимо вызвать релаксацию возникших в ней напряжений, приводящую к возникновению вторичных флюидопроводящих каналов, сопровождаемому лавинообразным растрескиванием горной породы на микроблоки. [5]

Известен способ разработки углеводородных залежей с комплексным физическим воздействием на пласт (пат. RU №2291954, публ. 27.05.2007 г.) [6].

Способ включает нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, исследование естественной трещиноватости геологической среды пласта, инициирование и создание дополнительных каналов массопереноса в скважины. Согласно изобретению при исследовании естественной трещиноватости выявляют по площади залежи зоны повышенной трещиноватости, напряженности пластовой среды. В указанных зонах или вблизи них выбирают добывающие скважины или бурят дополнительные. Инициируют и создают волновые каналы массопереноса на продуктивных интервалах данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов физических энергий в пласт. Одновременно осуществляют запись поступающих из пласта сигналов акустической эмиссии и/или электромагнитных эмиссионных сигналов, их фрактальный анализ, построение объемных аттрактов состояния структуры геологической среды в режиме реального времени с непрерывным компьютерным мониторингом по напряженности, флюидонасыщенности, давлению флюида, изменению состояния залежи и развитию каналов энергомассопереноса в пласте по группам скважин. На основе мониторинга по фазе максимальной локальной неустойчивости состояния залежи назначают момент времени подачи каждого последующего импульса и изменяют его энергетические и частотные параметры вплоть до появления отклика среды (Прототип).

Недостаток известного способа заключается в следующем.

Основу известного способа составляет изучение состояния пластовой среды: трещиноватости, напряженности с целью выбора объектов воздействия на нее физической энергией для получения вторичной трещиноватости и разрушения связей в породе. Выбор объектов осуществляется согласно этому принципу, при этом не учитывается зональное распределение остаточных запасов. Определение трещиноватости не всегда дает исчерпывающую картину состояния залежи на поздней стадии разработки, поскольку падение добычи пластовой жидкости связано и с истощением запасов и с изменением физико-механических свойств породы [1].

Кроме того, известный способ очень сложен в применении, так как требует использования различного оборудования, требующего замену и прерывания технологических режимов.

Задачей заявляемого способа является упрощение технологии воздействия на продуктивный пласт и повышение его эффективности.

Указанная задача решается тем, что в способе повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающем циклическое нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, воздействие на продуктивные интервалы данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов упугой энергии в пласт, предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку степени монолитизации (смыкания трещин) горной породы, например, методом межскважинного просвечивания (сейсмотомографии), затем обеспечивают подачу импульсов упругой энергии на пласт в очаговых скважинах до момента появления положительной реакции в добывающих скважинах (например, в виде роста их продуктивности) и осуществляют оценку образования вторичной трещиноватости по динамике поведения данных сейсмотомографии, далее повторяют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор следующих нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку вблизи них степени монолитизации горной породы и последующее проведение циклического нагнетания вытесняющих агентов в выбранных скважинах, и отбор пластовой жидкости из добывающих скважин с контролем процесса отбора этой жидкости, с последующим воздействием импульсами упругой энергии на пласт в очаговых скважинах, причем очаговые скважины выбирают в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов.

При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности и моментом стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии, а повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят при условии достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.

Суть способа заключается в следующем.

На месторождении предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья.

Затем осуществляют воздействие на залежь с остаточными запасами с помощью циклической закачки воды через нагнетательные скважины с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин. При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности, и момента стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии

Для воздействия упругими колебаниями на пласт среди добывающих скважин выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов. Обрабатывают выбранный участок залежи с помощью одной из известных волновых технологий до момента проявления положительной реакции (начала прироста продуктивности) в добывающих скважинах и момента стабилизации на минимальном уровне амплитудно-временных параметров, регистрируемых сейсмотомографией [7-9]. По данным сейсмотомографии также определяют момент начала образования вторичной трещиноватости пласта под действием волновой технологии.

Затем возобновляют циклическую закачку в соседних выбранных нагнетательных скважинах, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин на участке циклической закачки и процессом монолитизации горной породы в межскважинном пространстве с помощью сейсмотомографии.

При снижении продуктивности добывающих скважин ниже заданного предельно низкого уровня вновь выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов, и обрабатывают их с помощью волновой технологии. Повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят, начиная с момента достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительную оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов производят на основе материалов, полученных в результате геологических и промыслово-геофизических исследований нефтяных скважин и комплексных исследований свойств горных пород (лабораторных анализов керна, пластовых жидкостей и газов) для установления двухфакторных парных корреляционных связей между величинами плотности остаточных запасов сырья и влияющих на нее коллекторских, фильтрационно-емкостных, структурно-литологических и промысловых параметров, с вычислением величины коэффициентов корреляции для каждой из установленных двухфакторных связей согласно заявки на изобретение №2006128689 «Способ оценки текущих и прогноза плотности распределения остаточных запасов сырья на любой стадии разработки нефтяных месторождений с коллекторами терригенного типа» (Публ. 20.02.2008 г.). По результатам определения величины плотности остаточных запасов сырья осуществляют построение карт зонального распределения плотности остаточных запасов. По картам выбирают место для выбора (заложения) нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и осуществляют через них воздействие на залежь с остаточными запасами с помощью циклической закачки воды с обеспечением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин и процессом стабилизации показаний сейсмотомографии (амплитудно-временных параметров). Циклическую закачку производят согласно «Методического руководства по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях» (ОАО «Татнефть», 2006 г.) [2]. При этом циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности, и момента стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии.

Сейсмотомографию - межскважинное прозвучивание - осуществляют согласно известной технологии, включающей оценку упругодеформационных свойств по значениям скоростей прохождения сейсмических волн в массиве. Метод основан на изучении кинематических (V_p - скорость распространения продольных и V_s - скорость распространения поперечных волн) и динамических (коэффициенты поглощения рассеивания) характеристик волн, возбуждаемых в одной скважине и принимаемых в другой с последующей томографической обработкой данных. (А.Г.Болгаров. Межскважинная сейсмотомография для решения инженерно-геологических задач. /Материалы международной научно-практической конференции.- «Проблемы и перспективы применения современных технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки», 25-27 июня 2001 г., Уфа, ТАУ, 2002, с.182-194; и Аппаратурно-методический комплекс геофизических методов для решения задач инженерной геологии на объектах промышленного и гражданского строительства / А.Г.Болгаров, А.П.Поляков, О.С.Болгарова и др. // Скважинные геофизические технологии на рубеже веков. Уфа, ТАУ, 2000) [11, 12]

При снижении продуктивности добывающих скважин ниже некоторого заданного предельно низкого уровня (например по критерию рентабельности), сопровождаемого стабилизацией показаний сейсмотомографии на минимальном уровне, в зоне обработки выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов, и в этих скважинах обрабатывают продуктивный пласт с помощью одной из известных волновых технологий, например согласно «Инструкции по технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока нефти дилатационно-волновым воздействием на породы динамикой работы насоса ШГН» (РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть») [10]. При этом очаговые скважины выбирают согласно изобретения №2006134563 «Способ выбора объектов для вибросейсмического (виброударного, дилатационно-волнового) воздействия с невыработанными рентабельными остаточными запасами». Способ предусматривает выбор очаговых добывающих скважин, с целью волновой обработки, в местах и по контору, охватывающему зону флексур, периклиналий (прогибов, поднятий) или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов. Выбранные места, как правило, характеризуются повышенными внутренними напряжениями породы. При волновом воздействии происходит релаксация возникших в ней напряжений, приводящая к возникновению вторичных флюидопроводящих каналов, сопровождаемому лавинообразным растрескиванием горной породы на микроблоки и уменьшением значений данных сейсмотомографии с последующей их стабилизацией на минимальном уровне [5].

Обработку выбранного участка волновым воздействием осуществляют до момента проявления положительной реакции в добывающих скважинах (начало прироста продуктивности).

Затем по известной инструкции возобновляют циклическую закачку в соседних выбранных нагнетательных скважинах, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья (согласно изобретению по заявке №2006128689) с осуществлением контроля за изменением продуктивности добывающих скважин на участке циклической закачки и регистрации динамики поведения амплитудно-временных параметров, регистрируемых сейсмотомографией [11, 12].

При снижении продуктивности добывающих скважин ниже заданного предельно низкого уровня вновь выбирают очаговые скважины в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов (согласно изобретению по заявке №200613456), и обрабатывают их с помощью известной волновой технологии (РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть»). Повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят в течение времени, необходимого для достижения минимального уровня амплитудно-временных параметров геологической среды, регистрируемых с помощью сейсмотомографии.

Операции повторяют в вышеописанной последовательности до тех пор, пока положительная реакция добывающих скважин по продуктивности не снизится до некоторого предельно установленного уровня рентабельности, а амплитудно-временные параметры геологической среды стабилизируются на минимальном уровне.

Заявляемый способ предусматривает применение стандартных методик и средств, не требующих специальной подготовки скважин. Значительно упрощена методика выбора скважин для осуществления циклической закачки и воздействия на пласт волновой технологией.

Источники информации

1. Т.Д.Гольф-Рахт. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещинных коллекторов. М.: Недра, 1986 г., с.608.

2. «Методическое руководство по совершенствованию циклического заводнения в различных геолого-физических условиях», ОАО «Татнефть», 2006 г.

3. Ю.А.Гуторов, А.Ю.Гуторов. Физические основы механизма воздействия нестационарного заводнения на продуктивные коллекторы в системе ППД. «Современные технологии в нефтегазовом деле», сборник трудов научно-технической конференции. 30 ноября 2007 г., Уфа, УГНТУ, с.32-43.

4. В.М.Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970 г., с.239.

5. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов. / М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибуллин - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2001, №9, с.20-21.

6. Пат.RU №2291954, «Способ разработки углеводородных залежей с комплексным физическим воздействием на пласт» (публ. 27.05.2007 г.).

7. Виброволновое и вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты. / М.А.Мохов, В.А.Сахаров, Х.Х.Хабибуллин. - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2004, №4, с.24-27.

8. Е.В.Воронова. Результаты применения виброударных и вибросейсмических технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях Урало-Поволжья. «Актуальные проблемы нефтегазового дела», сб. научных трудов в честь 5-летия филиала УГНТУ в г.Октябрьском, Уфа, УГНТУ, 2006 г., с.31-36.

9. М Технология повышения нефтеотдачи дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты. М.Ю.Ащепков, И.М.Назмиев, М.Т.Ханнанов. - «Нефтепромысловое дело», М., ВНИИОЭНГ, 2001, №1, с.22-27.

10. «Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи и интенсификации притока нефти дилатационно-волновым воздействием на породы динамикой работы ШГН», РД-153-39.0-263-02, ОАО «Татнефть», 2002.

11. А.Г. Болгаров. Межскважинная сейсмотомография для решения инженерно-геологических задач. Материалы международной научно-практической конференции. - «Проблемы и перспективы применения современных технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки», 25-27 июня 2001 г.Уфа, ТАУ, 2002, с.182-194.

12. Аппаратурно-методический комплекс геофизических методов для решения задач инженерной геологии на объектах промышленного и гражданского строительства / А. Г. Болгаров, А.П. Поляков, О.С.Болгарова и др. // Скважинные геофизические технологии на рубеже веков. Уфа, ТАУ, 2000.

Изобретение относится к области добычи нефтепродуктов и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии освоения. Обеспечивает упрощение технологии воздействия на продуктивный пласт и повышение его эффективности. Сущность изобретения: способ повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений включает циклическое нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, воздействие на продуктивные интервалы данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов упругой энергии в пласт. Предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку степени монолитизации горной породы, например, методом межскважинного просвечивания - сейсмотомографии. Затем обеспечивают подачу импульсов упругой энергии на пласт в очаговых скважинах до момента появления положительной реакции в добывающих скважинах, например, в виде роста их продуктивности. Одновременно осуществляют оценку образования вторичной трещиноватости по динамике поведения данных сейсмотомографии. Далее повторяют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор следующих нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья, и оценку вблизи них степени монолитизации горной породы. Осуществляют проведение циклического нагнетания вытесняющих агентов в выбранных скважинах и отбор пластовой жидкости из добывающих скважин с контролем процесса отбора этой жидкости с последующим воздействием импульсами упругой энергии на пласт в очаговых скважинах. При этом очаговые скважины выбирают в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающий циклическое нагнетание вытесняющих агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, воздействие на продуктивные интервалы данных скважин в пластах путем последовательной подачи импульсов упругой энергии в пласт, отличающийся тем, что предварительно осуществляют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья и оценку степени монолитизации горной породы, например, методом межскважинного просвечивания сейсмотомографии, затем обеспечивают подачу импульсов упругой энергии на пласт в очаговых скважинах до момента появления положительной реакции в добывающих скважинах, например, в виде роста их продуктивности и одновременно осуществляют оценку образования вторичной трещиноватости по динамике поведения данных сейсмотомографии, далее повторяют оценку плотности распределения остаточных запасов сырья с построением карт зонального распределения плотности остаточных запасов и выбор следующих нагнетательных скважин, отвечающих условию максимального зонального распределения остаточных запасов сырья и оценку вблизи них степени монолитизации горной породы и последующее проведение циклического нагнетания вытесняющих агентов в выбранных скважинах и отбор пластовой жидкости из добывающих скважин с контролем процесса отбора этой жидкости с последующим воздействием импульсами упругой энергии на пласт в очаговых скважинах, причем очаговые скважины выбирают в местах и по контуру, охватывающему зоны флексур, периклиналей или других резких изменений крутизны падения продуктивных пластов.

2. Способ повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений по п.1, отличающийся тем, что циклическую закачку воды ведут до момента снижения продуктивности добывающих скважин ниже минимального уровня, определяемого показателем рентабельности, и момента стабилизации на максимальном уровне данных сейсмотомографии.

3. Способ повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений по п.1, отличающийся тем, что повторную обработку пласта импульсами упругой энергии в очаговых скважинах производят при условии достижения минимального уровня данных сейсмотомографии.