СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Одним из методов увеличения нефтеотдачи является деформационно-гидродинамическое воздействие. Для осуществления деформационно-гидродинамического воздействия необходимо снизить забойное давление за относительно короткий период. Один из способов кратного снижения забойного давления - форсированный отбор жидкости. Форсированный отбор жидкости является методом увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов, реализация которого осуществляется за счет увеличения градиента давления в прискважинной зоне пласта (Патенты РФ № 2378502, опубл. 10.01.2010, патент РФ № 2282025, опубл 20.08.2006).

В результате такого воздействия на пласт в первые дни эксплуатации наблюдается значительный прирост добычи. Добыча нефти, основанная на отборе большого количества попутной воды, не является радикальным методом ни с геологической, ни с экономической точек зрения. Увеличение депрессии позволяет извлечь дополнительную нефть из низкопроницаемой части коллектора. В определенный момент времени проявляется противоречивость принципа регулирования разработки заводнением путем сочетания закачки воды при высоких давлениях нагнетания и форсированного отбора жидкости вследствие неравномерного обводнения залежи. На начальных стадиях это является высокоэффективным методом, обеспечивающим высокую нефтеотдачу при низких затратах на добычу нефти. Однако после вытеснения нефти из высокопроницаемых зон пласта это приводит к непредсказуемому изменению термогидродинамического режима самой залежи, к резкому росту объемов попутно извлекаемой воды, особенно при стационарном режиме движения жидкости по высокопроницаемым участкам пласта, и, как следствие, повышению себестоимости добываемой продукции при значительных невыработанных запасах нефти в низкопроницаемой части коллектора и обширных водонефтяных зонах, препятствующих продвижению нефти к забоям скважин. По этой причине при разработке многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважины является одной из наиболее важных проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.

Одним из способов уменьшения отбора попутно добываемой воды и увеличения доли нефти является создание нестационарных перепадов давлений между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами путем периодической эксплуатации добывающих скважин. Данная проблема особо актуальна в трещинно-пористых коллекторах. Большинство известных способов периодической эксплуатации добывающих скважин основаны на периодическом отключении работы насосного оборудования (Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, 2004, № 5, с.58-61). Недостатком данных способов является необходимость продолжительного периодического отключения глубинных насосов. Без изменения времени режима отбора и простоя в зависимости от гидродинамического состояния пласта эффективность способов падает с каждым следующим циклом. В зимнее время остановка скважин ведет к замерзанию высокообводненной продукции, что предопределяет проведение реанимационных мероприятий с дополнительными эксплуатационными затратами.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором эксплуатация добывающих скважин производится в периодическом режиме, периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи (Патент РФ № 2288352, опубл. 27.11.2006 - прототип).

Данный способ позволяет интенсифицировать разработку месторождения, однако нефтеотдача залежи остается на низком уровне вследствие того, что используемый режим эксплуатации допускает наличие стационарного режима движения жидкости до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, что не обеспечивает поступление нефти из низкопроницаемых зон коллектора в высокопроницаемые. Нестационарный режим, при котором проявляется поступление нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые, не определяется и не рассчитывается. Временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой области пласта задается периодом изменения состояния эксплуатации скважинного оборудования и не учитывает влияния изменений гидродинамических характеристик пласта на режим эксплуатации скважины. Применяемый периодический режим не является внутренней характеристикой коллектора, а задается периодической работой насосного оборудования, не учитывая при этом постоянно изменяющуюся фильтрацию флюидов в пласте, которая в свою очередь требует ежедневного изменения режима работы скважины в зависимости от процессов, происходящих в пласте.

Кроме этого эффективность воздействия зависит от скорости создания градиента давления между низкопроницаемыми и высокопроницаемыми участками пласта. В аналоге скорость изменения депрессии на пласт сглаживается наличием жидкости в межтрубном пространстве скважины, которая подпитывает глубинный насос в период максимального отбора жидкости. Поэтому скорость изменения депрессии на продуктивный пласт в первые моменты будет зависеть от скорости изменения уровня скважинной жидкости кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб.

Задачей изобретения является снижение объема попутно добываемой воды и повышение коэффициента извлечения нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, согласно изобретению межтрубное пространство скважины разобщают выше интервала перфорации, наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления (КВД), величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД и кривой притока (КП), при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления и скважина выходит на стационарный режим, продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима, отбор жидкости выполняют с глубины ниже интервала перфорации на режиме, приближенном к максимальному, но не более величины разгазирования нефти, и приближенном к минимальному, но не менее срыва подачи на глубинно-насосном оборудовании.

Сущность изобретения

Существующие способы, разработки нефтяных залежей не обеспечивают высокой нефтеотдачи вследствие захоронения в низкопроницаемых зонах значительных запасов нефти. Интенсификация разработки приводит к преждевременному заводнению и появлению в добывающих скважинах большого количества попутно добываемой воды. В предложенном изобретении решается задача снижения объема попутно добываемой воды и повышения коэффициента извлечения нефти. Задача решается следующим образом.

При нестационарной эксплуатации добывающей скважины в неоднородных по проницаемости пластах создается упругий режим фильтрации жидкости, при котором на поверхности контакта незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых участков пласта возникает гидродинамический градиент давления. В пористой среде непрерывно происходит капиллярное перераспределение воды независимо от стадии процесса при повышении или понижении пластового давления. При создании условий для проявления упругих сил пласта происходит переток жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки матрицы, возможен процесс изменения направления фильтрационных потоков.

При уменьшении отбора до минимального значения в высокопроницаемых заводненных пластах либо трещинах процесс восстановления пластового давления протекает быстрее, чем в незаводненных низкопроницаемых участках пласта или блоках матрицы. Благодаря этому создается гидродинамический градиент давления, направленный в область низкопроницаемого участка пласта, который способствует внедрению воды в низкопроницаемый нефтенасыщенный участок пласта. Переток воды в низкопроницаемый участок пласта из высокопроницаемого существует до тех пор, пока давление в них не уравняется. Пластовое давление между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками пласта станет одинаковым тогда, когда процесс восстановления давления достигнет контура питания скважины. Этот период времени от момента уменьшения отбора в скважине до восстановления давления в низкопроницаемых участках пласта является временем эксплуатации скважины с минимальным отбором жидкости.

При увеличении отбора жидкости в скважине процесс снижения пластового давления протекает быстрее в высокопроницаемых участках пласта или трещинах, чем в низкопроницаемых, возникает переток жидкости (нефти) из низкопроницаемых участков пласта в смежные высокопроницаемые, который продолжается до перехода работы пластов с упругого нестационарного на установившийся стационарный режим фильтрации жидкости, при котором давление в смежных участках пласта выравнивается. Установившийся стационарный режим фильтрации жидкости в неоднородных по проницаемости пластах достигается тогда, когда расширяющаяся депрессионная воронка достигает контура питания скважины и происходит выравнивание давления в смежных областях пласта. Дальнейшая эксплуатация скважины ведет к росту обводненности продукции скважины без извлечения нефти из низкопроницаемых участков. Период времени от момента увеличения отбора в скважине до достижения воронкой депрессии контура питания скважины и выравнивания давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками пласта является временем эксплуатации скважины с максимально возможным увеличением отбора жидкости, т.е. периодом, в течение которого осуществляется переток жидкости из низкопроницаемых участков пласта в смежные высокопроницаемые.

При кратковременном изменении забойного давления на эффективность нестационарных процессов в продуктивном пласте значительное влияние оказывает накопленная жидкость в межтрубном пространстве скважины. При увеличении отбора происходит постепенное, а не резкое увеличение депрессии на пласт за счет отбора жидкости, находящейся в межтрубном пространстве. Для увеличения интенсивности воздействия на призабойную зону прием насоса оборудуют хвостовиком с пакером, спущенным на кровлю интервала перфорации (выше интервала перфорации), предотвращая подпитку из межтрубного пространства, что позволяет непосредственно воздействовать на продуктивный пласт, создавая при этом более высокие градиенты давления между высокопроницаемой и низкопроницаемой частями коллектора.

При наличии подошвенной, законтурной или нагнетаемой воды в процессе эксплуатации скважины происходит обводнение околоскважинной части пласта. Даже на скважинах с обводненностью менее 20% и высоким дебитом жидкости на забое скважины находится отстоявшаяся пластовая вода. Увеличение доли воды в прискважинном пространстве приводит к снижению проницаемости коллектора по нефти. Для предотвращения ухудшения проницаемости из-за гидрофилизации призабойной зоны пласта отстоявшейся пластовой водой прием насоса подпакерного пространства оборудуют хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Так как плотность нефти меньше плотности пластовой воды, то в подпакерном пространстве скапливается нефть. В результате напротив продуктивного пласта находится нефть. Ниже на забое находится отстоявшаяся пластовая вода. Постоянный контакт вскрытой поверхности пласта с нефтью приводит при изменении градиента давления во времени к постепенному проникновению нефти в обводненные участки пласта и их гидрофобизации, благодаря чему происходит увеличение доли нефти в прискважинной части пласта, ведущей к росту фазовой проницаемости коллектора по нефти.

Опыт эксплуатации скважин в сложнопостроенных трещинно-поровых коллекторах свидетельствует о том, что даже при подборе оптимальной депрессии через какой-то промежуток времени после пуска скважины наблюдаются пульсации давления. Это объясняется тем, что со временем в процессе фильтрации флюида из низкопроницаемой матрицы через трещины к скважине вовлекаются все новые участки пласта, обладающие различными фильтрационными свойствами, что в конечном итоге приводит к несоответствию выбранной ранее оптимальной депрессии фильтрационным свойствам, характеризующим весь дренируемый участок пласта.

Как свидетельствуют экспериментальные исследования, на многих скважинах с неоднородным типом коллектора приток нефти имеет немонотонный характер падения. Наибольшее влияние на немонотонный характер притока и отток жидкости оказывает неоднородность пласта, значительное различие фильтрационных свойств трещин и матрицы. Наличие на кривой восстановления давления нескольких прямолинейных участков говорит о неоднородности притока и значительном изменении коллекторских свойств в период восстановления (фиг.1).

Исследования с регистрацией КВД на трех режимах забойного давления: 6,8 МПа; 6,6 МПа; 6,4 МПа, при пластовом давлении 7,2 МПа, показали, что при забойном давлении ниже 6,7 МПа линейный закон фильтрации нарушается, коэффициент продуктивности снижается более чем в 2 раза, что указывает на влияние упругоемкости блоков матрицы. При проведении экспериментальных работ на других скважинах линейный закон фильтрации нарушался при забойном давлении ниже 5,3 МПа и ниже 4,7 МПа. В данном случае отмечают давление, при котором наблюдается нарушение линейного закона фильтрации, и регистрируют факт нестационарного режима фильтрации. Разная величина депрессии на пласт, при которой происходит нарушение линейного закона фильтрации, указывает на значительную разницу в проводимости блоков матрицы. Величина депрессии, при которой происходит фильтрация жидкости из блоков в трещины, зависит от коллекторских свойств пласта по области питания скважины, поэтому необходим индивидуальный подход к каждой скважине.

На разных скважинах равновесный режим фильтрации нарушается при разной величине депрессии. Чем больше величина депрессии (градиент давления), тем больше вероятность массообмена между высокопроницаемой и менее проницаемой частями коллектора.

В соответствии с предложенным способом подбирают режим эксплуатации скважины, при котором будет происходить наиболее эффективное взаимодействие трещин и блоков матрицы. Для этого определяют время, в течение которого происходят нестационарные процессы в области питания скважины. Строят кривую притока (КП) и определяют, какой характер движения жидкости наблюдается в пласте. Если кривая притока плавно снижается без существенных скачков, то пласт ведет себя как однородная система, следовательно, работает лишь трещинная система пласта. Проведение периодического режима при данной депрессии не приведет к снижению обводненности скважины, проводимость трещин настолько высока, что вряд ли удастся добиться улучшения массообмена трещин и блоков. Наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления. Величину максимального и минимального дебита определяют по проявлению нестационарного режима. Продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима.

Отбор жидкости выполняют с глубины ниже интервала перфорации, а межтрубное пространство скважины разобщают выше интервала перфорации.

Останавливают скважину и производят запись КВД (фиг.1). Наличие нескольких прямолинейных участков на КВД говорит о пульсирующем изменении забойного давления, о неоднородности притока из пласта и значительном изменении коллекторских свойств в период восстановления. Определяют пластовое давление, коэффициент продуктивности и величину депрессии на пласт.

Строят КП (фиг.2) и по пульсирующему изменению забойного давления определяют наличие нестационарного режима, по давлению начала и окончания пульсирующего изменения забойного давления определяют величину максимального и минимального дебита, по времени завершения нестационарного режима определяют продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите. На 202 минуте исследования приток жидкости с 46,9·10^-6 м³/с увеличился до 76,8·10^-6 м³/с (214 мин). К 306 минуте приток падает до 23,7 м³/с и в дальнейшем монотонно снижается. В данном случае неравновесный режим фильтрации наблюдается только до 306 минуты, далее рассматривается режим равновесия, при котором обмен между блоками и трещинами незначителен.

Если кривая притока плавно снижается без существенных скачков (фиг.3), то пласт ведет себя как однородная система, следовательно, работает лишь трещинная система пласта. Проведение нестационарного режима при данной депрессии не приведет к снижению обводненности скважины, проводимость трещин настолько высока, что вряд ли удастся добиться улучшения массообмена трещин и блоков.

2 участка КВД (фиг.1) интерпретируют по методике Полларда:

  Трещины (1 участок) трещины + блоки (2 участок) Скин-фактор -0,03 -0,85 Продуктивность, м³/с·МПа)·10^-5 62,9 4,6 Трещинная проницаемость, мкм² 0,1049 0,0077 Пористость трещин, % 0,003 0,02 Пористость матрицы, %   21,980 Раскрытие трещин, мм 2,73 0,31 Размер блоков, мм 942 44

Проницаемость трещин на 2 порядка выше проницаемости блоков. Условная раскрытость трещин 1 участка на порядок выше 2 участка. Меньший размер блоков 2 участка свидетельствует об их более активном участии в работе пласта. Из-за значительно меньшей проводимости блоков коэффициент продуктивности по области питания скважины снижается в 14 раз.

На основании полученных данных рассчитывают максимальный дебит скважины, но не более величины, при которой происходит разгазирование нефти. Минимальный дебит устанавливают не менее срыва подачи на глубинно-насосном оборудовании.

Оборудуют скважину в соответствии с фиг.4, где 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - глубинный насос; 4 - пакер; 5 - глубинный манометр с выводом информации на устьевой контроллер (не показан); 6 - интервал перфорации; 7 - хвостовик. Межтрубное пространство скважины разобщают пакером 4 выше интервала перфорации 6. Отбор жидкости выполняют с глубины ниже интервала перфорации 6 через хвостовик 7. Это приводит к гидрофобизации призабойной зоны, следовательно, к изменению фазовой проницаемости пластовых флюидов. В подпакерное пространство устанавливают глубинный манометр 5 с выводом информации на контроллер, отвечающий за увеличение и снижение дебита насосного оборудования.

В устьевой контроллер вводят алгоритм работы насосного оборудования в зависимости от приходящей информации от глубинного манометра. Устанавливают режим работы насоса, обеспечивающий нестационарный режим движения жидкости.

При выходе фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, т.е. после времени взаимодействия низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, с помощью контроллера изменяют режим работы насосного оборудования в сторону снижения или увеличения дебита жидкости.

Предложенный способ максимально адаптируется под изменяющиеся гидродинамические характеристики продуктивного пласта. Технология ориентирована на создание изменяющейся депрессии на продуктивный коллектор, которая налагается на частоты отклика гидродинамической системы продуктивного пласта. Это не приводит к увеличению обводнения продукции скважины и создает максимальные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками коллектора.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: тип коллектора - карбонатный, порово-кавернозно-трещиноватый, режим залежи - водонапорный, пористость - 14,1%, средняя проницаемость - 0,145 мкм², нефтенасыщенность - 78,8%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 543 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пластовое давление - 7,1 МПа, пластовая температура - 23°С, плотность нефти в пластовых условиях - 883,8 кг/м³, плотность пластовой воды -1020 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,87 мПа·с, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание - 4,72 м³/т, содержание серы в нефти - 2,6%, содержание парафина в нефти - 5%. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают жидкости через добывающие скважины. Несколько добывающих скважин имеют обводненность добываемой продукции 89-98%. На одной из них проводят работы согласно заявленному способу.

Останавливают скважину и фиксируют КВД, строят КП и определяют, какой характер движения жидкости наблюдается в пласте. В нашем случае кривая притока (фиг.5) говорит о нестационарном движении жидкости в пласте, что является результатом взаимодействия двух разных фильтрационных систем (трещин и блоков).

Скважину оборудуют в соответствии с фиг.4 и запускают в эксплуатацию.

Показания манометра поступают на устьевой контроллер в виде «точек», отражающих изменение давления на забое. На основании полученной от манометра информации строят КВД и КП (фиг.6).

Первый режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с максимальным дебитом жидкости с целью создания депрессии на продуктивный пласт, но не допускающим снижение забойного давления ниже давления выделения газа из нефти. Непрерывный контроль забойного давления производят с помощью глубинного манометра с выходом информации на управляющий устьевой контроллер. Режим воздействия продолжается в течение времени Т1. Выход фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, при котором снижается взаимодействие низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, характеризуется отсутствием изменения забойного давления во времени. Это определяется поступлением информации с глубинного манометра, где в течение 5 минут наблюдаются повторяющиеся значения с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа. Далее скважину переводят на следующий второй режим воздействия на продуктивный пласт.

Второй режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с минимальным дебитом по жидкости. Наблюдается восстановление забойного давления в пределах 2-25% от текущего пластового давления. Режим воздействия продолжается в течение времени Т2. При поступлении информации с глубинного манометра, где в течение 5 минут наблюдаются повторяющиеся значения с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа, скважина переводится на следующий третий режим воздействия на продуктивный пласт, аналогичный первому.

Третий режим воздействия на продуктивный пласт отличается от первого временем выхода скважины в стационарный режим фильтрации. Режим воздействия продолжают в течение времени Т3, продолжительность которого зависит от изменения гидродинамического состояния пласта, после воздействия предыдущих циклов (к примеру, увеличение доли нефти или воды в продукции скважины, имеющие разную плотность, вязкость), либо влияния окружающих нагнетательных скважин. Далее скважину переводят на следующий - четвертый режим воздействия на продуктивный пласт, аналогичный второму. Далее циклы повторяют.

Таким образом, продолжительность воздействия циклов на продуктивный пласт не привязана к определенному периоду воздействия и зависит только от изменения гидродинамических характеристик пласта. На представленной диаграмме изменения циклов воздействия на продуктивный пласт в зависимости от изменения забойного давления во времени наблюдается отличие каждого режима воздействия от предыдущих как по времени, так и по амплитуде создаваемой депрессии. Постоянно меняющееся время режимов воздействия позволяет достичь максимальных градиентов давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками коллектора в данный цикл воздействия.

В результате работы скважины обводненность продукции снизилась на 25%, среднесуточный прирост добычи нефти составил 5,9 т/сут. Накопленная добыча составила 2895 тонн. Эффект продолжается. Применение способа на залежи позволило повысить нефтеотдачу на 3,5%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения объема попутно добываемой воды и повышения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает снижение объема попутно добываемой воды и повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального. Межтрубное пространство скважины разобщают выше интервала перфорации. Наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления - КВД. Величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД и кривой притока - КП, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления и скважина выходит на стационарный режим. Продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима. Отбор жидкости выполняют с глубины ниже интервала перфорации на режиме, приближенном к максимальному, но не более величины разгазирования нефти, и приближенном к минимальному, но не менее срыва подачи на глубинно-насосном оборудовании. 6 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, отличающийся тем, что межтрубное пространство скважины разобщают выше интервала перфорации, наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления - КВД, величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на КВД и кривой притока - КП, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления и скважина выходит на стационарный режим, продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима, отбор жидкости выполняют с глубины ниже интервала перфорации на режиме, приближенном к максимальному, но не более величины разгазирования нефти, и приближенном к минимальному, но не менее срыва подачи на глубинно-насосном оборудовании.