СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2011 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей с отсутствием влияния законтурной области и высокой гидродинамической связью между скважинами по отдельным тонким прослоям или трещинам. Способ направлен на повышение нефтеотдачи пласта.

Известен способ разработки неоднородного пласта (залежи) путем его циклического заводнения [1]. Однако данный способ недостаточно эффективен вследствие того, что изменению подвергают лишь показатели эксплуатации нагнетательного фонда скважин, в то время как показатели эксплуатации добывающего фонда не меняются. Поэтому в период нагнетания вытесняющей жидкости на том или ином участке залежи между зоной отбора и зоной нагнетания возникают значительные перепады давления, в результате которых по отдельным тонким прослоям или трещинам неоднородного пласта происходит прорыв воды из зоны нагнетания (из нагнетательных скважин) в зону отбора в добывающие скважины и резкое обводнение добываемой продукции. Это не позволяет достичь высокого коэффициента извлечения нефти, ведет к значительным потерям в нефтедобыче, приводит к резкому росту себестоимости нефтедобычи.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки карбонатной залежи нефти путем периодического восстановления пластового давления до начального [2], заключающийся в отборе пластового флюида на естественном режиме добывающими скважинами при остановленных нагнетательных скважинах, до достижения пластового давления порядка 0,05-0,25 от начального пластового давления и ниже давления насыщения, дальнейшем увеличении пластового давления до начального путем запуска в работу нагнетательных скважин при остановке добывающих скважин, восстановлении пластового давления до начального пластового и дальнейшей разработке залежи при постоянной работе нагнетательных и периодической работе добывающих скважин.

Недостатками данного способа в условиях неоднородных коллекторов является следующее:

- при снижении давления ниже давления насыщения происходит выделение газовой фазы в пласте и блокирование ею связи между высокопроницаемыми пропластками (трещинами) и остальной частью пласта, что в конечном итоге снижает конечный коэффициент извлечения нефти;

- в период совместной работы как нагнетательного, так и добывающего фонда скважин возникают значительные перепады давления между зоной отбора и зоной нагнетания, что приведет к прорывам воды от нагнетательных к добывающим скважинам по наиболее проницаемым интервалам и трещинам, резкому обводнению продукции добывающих скважин и снижению конечного коэффициента извлечения нефти.

Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта, достижение максимального коэффициента извлечения нефти при снижении себестоимости добычи нефти за счет предотвращения преждевременного прорыва закачиваемых вод и снижения обводненности добываемой продукции.

Поставленная задача достигается за счет того, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины, согласно изобретению отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0.6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления (депрессии) между пластом и забоем добывающей скважины, запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта, при этом закачку воды в нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между добывающей и нагнетательной скважинами, по окончании которого снова запускают добывающую скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

При разработке нефтяного пласта с отсутствием влияния законтурной области и наличием отдельных высокопроницаемых интервалов или трещин отбор нефти ведут через хотя бы одну добывающую скважину. При этом для предотвращения выделения нефтяного газа в пласте пластовое давление снижают до давления порядка 0.6 начального пластового давления при условии превышения пластовым давлением давления насыщения на величину перепада давления между пластом и скважиной (депрессии) в работающих скважинах. При неработающих законтурной области и нагнетательных скважинах в пласте отсутствует направленный поток вытесняющей воды, в обычных условиях движущийся по наиболее проницаемым пропласткам и трещинам, и вытеснение нефти к забоям добывающих скважин происходит в результате работы упругих сил пластовой нефти и породы. Нефть поступает к забоям добывающих скважин из всех зон пласта. После достижения пластовым давлением величины, равной 0.6 от начального, при условии превышения величины:

P_пл=Р_нас+ΔР,

где Р_нас - давление насыщения нефти газом,

ΔР - депрессия на пласт в работающих добывающих скважинах,

добывающие скважины останавливают и ожидают восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта. Период выравнивания давления определяют по результатам гидродинамических исследований.

По окончании выравнивания давления в пласте в зоне отбора запускают в работу нагнетательные скважины и, закачивая воду в нагнетательные скважины, повышают пластовое давление до уровня порядка 0,8 начального пластового давления. При достижении пластовым давлением значения порядка 0,8 начального давления, нагнетание воды в нагнетательные скважины прекращают и ожидают перераспределения давления между зоной нагнетания и зоной отборов, низкопроницаемыми и высокопроницаемыми интервалами, матрицей и трещинами. Периоды восстановления и перераспределения давления между зоной нагнетания и зоной отбора, высокопроницаемыми и низкопроницаемыми разностями пород определяют по результатам гидродинамических исследований путем определения интенсивности обмена между высоко- и низкопроницаемыми разностями пород, между матрицей и трещинами.

После перераспределения давления в пласте запускают в работу добывающие скважины. В дальнейшем циклы периодической работы добывающих и нагнетательных скважин с периодами восстановления и перераспределения давления многократно повторяют. Практика показывает, что данный режим разработки пласта с весьма неоднородными фильтрационными свойствами пород-коллекторов зачастую является единственно возможным для достижения высокого коэффициента нефтеотдачи. В результате внедрения данного режима нефтеотдача пласта увеличивается по сравнению с традиционными методами разработки.

Оценку эффективности предложенного способа разработки неоднородного пласта проводили путем создания геологической, а затем динамической модели. При этом неоднородный пласт был представлен карбонатными коллекторами, обладающими двойной емкостью в виде пор, каверн и трещин, фильтрационные свойства которых в модель ввели на основании исследования керна и гидродинамических исследований.

При расчетах на модели моделировали обмен между блоками матрицы и трещинами. Коэффициент обмена рассчитывался исходя из результатов гидродинамических исследований скважин. Физико-химические свойства пластовых флюидов в модель внесли на основании их лабораторных исследований. Аналогично определили и внесли характеристики по фазовым проницаемостям.

С помощью подготовленной гидродинамической модели неоднородного пласта произвели расчеты эффективности предложенного способа разработки с позиции выработки запасов нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.

Пример расчета:

- пласт представлен моделью порово-трещинного коллектора с использованием концепции двойной пористости и двойной проницаемости;

- модель представляет собой пластово-сводовую залежь размером 0,5·0,7 км;

- средняя нефтенасыщенная толщина составляет 17 м;

- проницаемость трещин - 2 мкм², коэффициент пористости трещин - 0,001 д.ед.;

- проницаемость матрицы - 0,04-0,045 мкм², коэффициент пористости матрицы - 0,05-0,08 д.ед.;

- фильтрация флюидов при проведении расчетов проводилась на сетке размерностью 20·30 м по латерали и 0,3 м по вертикали;

- пластовая нефть в модели тяжелая (с плотностью 0,865 г/м³) и характеризуется объемным коэффициентом 1,108 д.ед., низкой газонасыщенностью 32,6 м³/м³ при давлении насыщения 7,6 МПа, вязкостью в пластовых условиях 6,1 мПа·с;

- начальное пластовое давление - 29.1 МПа;

- давление насыщения нефти газом - 7.6 МПа;

- депрессия - 0.5 МПа;

- нижнее пластовое давление цикла (конец периода отбора) - 18.0 МПа;

- верхнее пластовое давление цикла (начало периода отбора) - 22.0 МПа.

Результаты расчетов для данной модели пласта как при единовременном заводнении и отборе пластового флюида, так и при чередовании различных периодов закачки воды и отбора пластового флюида при различных величинах снижения и увеличения пластового давления выявили, что наилучшим режимом разработки данного пласта является предлагаемый в изобретении способ разработки с периодом закачки воды в нагнетательную скважину - 30 дней и периодом отбора пластового флюида из добывающей - 60 дней, периодами восстановления и перераспределения давления - около 2 дней. При этом коэффициент извлечения нефти за расчетный промежуток времени (20 лет) увеличивается с 0,39 д.ед. (постоянный режим закачки и отборов) до 0,42 д.ед. (периодический режим отбора - восстановления давления - закачки - перераспределения давления) при уменьшении добычи воды на 11 тыс. тонн.

При этом, при сравнении различных вариантов снижения и увеличения пластового давления (табл.1), именно вариант снижения его до 0.6 от начального пластового давления при условии превышения величины Р_нас+ΔР при отборе и увеличения до 0,8 от начального пластового давления при закачке является наиболее продуктивным с позиции накопленного отбора нефти.

Таблица 1 Вариант Накопленный отбор нефти, тыс.т Снижение пластового давления до 0,8 от начального и увеличение до 1,0 от начального 81,2 Снижение пластового давления до 0,6 от начального и увеличение до 0,8 от начального 82,5 Снижение пластового давления до 0,4 от начального и увеличение до 0,6 от начального 81,9

Таким образом, на основании вышеизложенного можно сделать вывод, что применение предложенного способа разработки неоднородного нефтяного пласта позволит повышать нефтеотдачу весьма неоднородных по фильтрационным свойствам пластов, снижать объемы добываемой воды и уменьшать себестоимость добычи нефти.

Источники информации

1. Шарбатов И.И., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988, с.10.

2. RU 2237156, МПК Е21В 43/20, 2004.09.27.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей с отсутствием влияния законтурной области и высокой гидродинамической связью между скважинами по отдельным тонким прослоям или трещинам. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины. Согласно изобретению отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0.6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления - депрессии между пластом и забоем добывающей скважины, остановку добывающей скважины на период времени, в течение которого происходит восстановление давления в зоне отбора нефти, обеспечивающее выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта. Запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления по площади и по разрезу пласта. При этом закачку воды через нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, по окончании которого снова запускают добывающую скважину. 1 табл.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины, отличающийся тем, что отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления - депрессии между пластом и забоем добывающей скважины, запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта, при этом закачку воды в нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, по окончании которого снова запускают добывающую скважину.