СПОСОБ НЕСТАЦИОНАРНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2013 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта.

Известен способ нестационарного извлечения нефти из пласта [1], в котором осуществляется депрессионное воздействие на пласт без остановки погружного насоса. Периодическое изменение депрессии осуществляется в интервале от минимального значения дебита, определяемого срывом подачи насоса, до максимального, определяемого потребляемой мощностью насосного оборудования на частоте, не превышающей 60 Гц. Депрессионное воздействие приводит к распространению возмущения давления от забоя скважины в радиальных направлениях и к перераспределению насыщенностей в поровом пространстве пласта.

Известный способ [1] не учитывает геологические особенности строения области пласта, дренируемой скважиной. Для более эффективного извлечения нефти период депрессионного воздействия на пласт должен быть связан с геометрическими размерами низкопроницаемых нефтенасыщенных зон, рассредоточенных случайным образом в дренируемой скважиной области пласта.

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является способ интенсификации добычи нефти из скважины с заводненным коллектором [2]. В известном способе [2] снижение средней обводненности добываемой жидкости достигается периодической модуляцией потока добываемой жидкости. Независимо от того, как изменялся поток добываемой жидкости постепенным изменением частоты или скачком, изменение дебита жидкости происходило по закону, близкому к синусоидальному [2, фиг.7], за счет влияния столба жидкости, заполняющей ствол скважины. В качестве параметров модуляции выбраны частота модуляции, которая изменялась в диапазоне от 10^-6 Гц до 3·10^-4 Гц, и амплитуда модуляции, которая изменялась в диапазоне от 10% до 20% от среднего значения потока добываемой жидкости. Частоту и амплитуду модуляции определяют опытным путем.

Известный способ [2] имеет следующие недостатки:

- экспериментальное определение параметров частоты и амплитуды модуляции - длительный процесс: вначале все скважины длительное время тестируются в стационарном технологическом режиме, а затем в режиме модуляции в течение месяца и более;

- экспериментально поочередно определяют две частоты: одну - вблизи верхней границы диапазона, а другую - вблизи нижней границы диапазона или вблизи середины диапазона, и затем из двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект;

- параметры депрессионного воздействия на пласт: частота и амплитуда модуляции, определяемые экспериментально, косвенно связаны с геометрическими размерами пропластков и зон, отличающихся различной проницаемостью.

Целью изобретения является снижение объема попутно добываемой воды и увеличение нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается тем, что с помощью гидродинамических исследований (ГДИ) обводненных скважин на установившихся режимах определяют геометрические размеры и характер пространственного распределения нефтенасыщенных областей и зон в заводненных пластах [3]. Обычно геометрические размеры нефтенасыщенных зон в дренируемой скважиной области пласта различаются по своим значениям. В этом случае определяют среднестатистический размер нефтенасыщенных зон. По полученным геометрическим размерам нефтенасыщенных зон определяют время депрессионного воздействия, представляющего собой снижение дебита скважины до минимального значения, определяемого срывом подачи насоса, а затем дебит скважины выводят в штатный режим эксплуатации. Депрессионное воздействие уменьшение дебита нефти и вывод скважины в штатный режим эксплуатации осуществляют по зависимости, близкой к квадратичной, постепенным изменением частоты питающего тока. Время эксплуатации скважины в штатном режиме с постоянным дебитом определяется временем вытеснения нефти из нефтенасыщенных зон, которое зависит от их геометрических размеров. Для скважин, дренирующих зонально-неоднородные по проницаемости пласты с хаотическим случайным распределением зон различной проницаемости, не всегда удается установить геометрические размеры нефтенасыщенных зон с помощью ГДИ. В этом случае в качестве характерного геометрического размера принимают половину расстояния между соседними добывающими скважинами, по которому определяют период модулированного депрессионного воздействия.

Технический результат заявляемого изобретения связан с нестационарным извлечением нефти из зонально-неоднородных по проницаемости пластов. Известны два предельных способа нестационарного извлечения нефти из пласта. В первом способе, когда в дренируемой области пласта, промытого водой в процессе эксплуатации, остаточная нефтенасыщенность представляет собой целики небольших размеров, рассредоточенные случайным образом по всей дренируемой скважиной области пласта, применяют способ [1]. В этом случае депрессионное воздействие на пласт осуществляют изменением дебита скважины от минимального значения до некоторого максимального значения по закону, близкому к синусоидальному. В другом предельном способе, когда остаточная нефтенасыщенность представляет собой пространственно-протяженные области, размеры которых сопоставимы с радиусом дренирования скважины и более, применяют известный способ перевода скважин на оптимальный режим эксплуатации [4]. В этом случае период модуляции может составлять годы, т.е. скважина эксплуатируется в стационарном режиме.

Реальные нефтяные пласты обладают значительной зональной неоднородностью и прерывистостью по простиранию и разрезу, что приводит к геометрической неравномерности вытеснения нефти закачиваемой водой и значительным потерям извлекаемых запасов. Модель зонально-неоднородного по проницаемости и прерывистости пласта содержит показатели: зональная неоднородность, прерывистость и шаг хаотической зональной изменяемости проницаемости [5, с.104]. Шаг пространственной хаотической зональной изменяемости проницаемости существенно влияет на величину извлекаемых запасов нефти и является важнейшим параметром. Этот параметр обладает большой устойчивостью и для нефтяных месторождений заключается в интервале от 300 м до 800 м [5, с.105] и используется при выборе геометрии сетки размещения добывающих скважин. Расстояние между добывающими скважинами должно быть равно или больше среднего размера зоны хаотической изменяемости проницаемости. В заявляемом техническом решении используется связь периода модуляции изменения дебита скважины с геометрическими размерами нефтенасыщенных зон.

Именно сочетание признаков:

1) время депрессионного воздействия на пласт представляет собой снижение дебита скважины до минимального значения, определяемого срывом подачи насоса, с последующим выводом скважины в штатный режим эксплуатации по зависимости, близкой к квадратичной,

2) выдерживают этот режим с постоянным значением дебита скважины в течение времени вытеснения нефти из нефтенасыщенных зон пласта, определяемого геометрическими размерами нефтенасыщенных зон,

3) если геометрические размеры нефтенасыщенных зон пласта установить в процессе ГДИ не удается, то в качестве характерного геометрического размера принимают половину расстояния между соседними добывающими скважинами, по которому определяют период модулированного депрессионного воздействия, является сущностью данного изобретения.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники совокупность указанных признаков, отличающих заявляемое изобретение, не была выявлена, и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Пример 1 осуществления способа нестационарного извлечения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта.

На фиг.1 приведены результаты тестирования скважины 5389. По оси ординат отложены параметры ГДИ: • - дебит нефти Q_н м³/сут; ▲ - дебит жидкости Q_ж, м³/сут; ■ - обводненность добываемой жидкости В, %; а по оси абсцисс - время тестирования скважины t, сут. При значении t=0 значения параметров ГДИ соответствуют штатному режиму эксплуатации скважины. Скважина 5389 в штатном режиме эксплуатации была полностью обводнена В=100%. При проведении ГДИ [3] было установлено наличие нефтенасыщенной зоны, расположенной вблизи скважины, и определены ее характерные геометрические размеры Δr=4,2 м. Результаты тестирования скважины 5389 в штатном режиме эксплуатации, приведенные на фиг.1, позволяют определить период модулированного депрессионного воздействия на пласт с целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения дебита нефти.

Период модулированного депрессионного воздействия на пласт включает:

- возмущение давления на забое скважины за счет изменения дебита скважины от штатного режима эксплуатации до минимального, определяемого срывом подачи насоса, с последующим выводом в штатный режим эксплуатации по зависимости, близкой к квадратичной, и

- выдержка штатного режима эксплуатации в течение характерного времени вытеснения нефти из нефтенасыщенной зоны.

Продолжительность депрессионного воздействия на пласт составляет 1,25 сут (фиг.1). Это приводит к тому, что обводненность добываемой жидкости уменьшается от 100% до 80%, а дебит нефти возрастает от 0 до 20 м³/сут. Продолжительность выдержки штатного режима эксплуатации составляет 3,25 сут (фиг.1) и определяется временем существования положительного эффекта уменьшения обводненности добываемой жидкости и увеличения дебита нефти. Соответственно период модулированного депрессионного воздействия на пласт составляет Т=4,5 суток.

Пример 2 осуществления способа нестационарного извлечения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта.

На фиг.2 показано изменение параметров ГДИ скважины 2364. Изменением частоты питающего тока (ось абсцисс) производилось сканирование режимов работы добывающего насоса с шагом 3 Гц в диапазоне устойчивой работы системы пласт-скважина-погружной насос. Значения параметров, нанесенных на ось ординат, соответствуют штатному режиму эксплуатации скважины. На каждом режиме осуществлялась регистрация параметров: дебит добываемой жидкости Q_ж, м³/сут; ее обводненность В, %; электрическая мощность W, кВт, подводимая к добывающему насосу; динамический уровень Н_д, м; давление в межтрубном пространстве Р_затр, атм. Зная дебит жидкости и ее обводненность, можно определить дебит нефти Q_н, м³/сут. Такое изменение параметров ГДИ характерно для скважин с обводненностью продукции 40-60%, дренирующих зонально-неоднородные по проницаемости пласты. Депрессионное воздействие на пласт приводит к резкому уменьшению обводненности продукции и увеличению дебита нефти.

На фиг.3 приведены результаты тестирования скважины 2364 в штатном режиме эксплуатации после депрессионного воздействия. Обозначения на фиг.3 соответствуют обозначениям фиг.1. Обводненность скважины 2364 в штатном режиме эксплуатации составляла В=50%, дебит жидкости Q_ж=116 м³/сут, а дебит нефти Q_н=56 м³/сут. После депрессионного воздействия, продолжительность которого составляла 1,25 сут (фиг.3), и вывода скважины в штатный режим эксплуатации обводненность в среднем снизилась до 30%, а дебит нефти в среднем составил 80 м³/сут. Характерным для пластов с хаотической зональной неоднородностью по проницаемости является то, что при выводе скважины в штатный режим эксплуатации с постоянным дебитом жидкости дебит нефти и обводненность изменяются случайным образом. В этом случае определить геометрические размеры нефтенасыщенных зон и время вытеснения нефти из них невозможно.

Расстояние между добывающими скважинами составляет 250 м. Следовательно, в качестве характерного геометрического размера следует принять половину расстояния между соседними добывающими скважинами, т.е. L=125 м. В этом случае характерное время вытеснения нефти составит [6]:

,

где u - средняя скорость фильтрации. Характерное время вытеснения определяет продолжительность режима работы скважины с меньшими значениями обводненности. Следовательно, продолжительность выдержки штатного режима эксплуатации скважины составляет 145 суток. Соответственно период модулированного депрессионного воздействия на пласт составляет Т=146 суток.

Использование предлагаемого способа нестационарного извлечения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта позволяет по сравнению с существующими способами связать характерные геометрические размеры нефтенасыщенных зон с периодом модулированного депрессионного воздействия на пласт.

Источники информации

1. Патент RU №2288352. Опубликован 27.11.2006. Бюл. №33. Способ нестационарного извлечения нефти из пласта / Белов В.Г., Горшенин А.Ю., Иванов В.А. и др.

2. Патент RU №2328593. Опубликован 10.07.2008. Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором / Белов В.Г., Ведерников С.В., Козловский B.C. и др.

3. Патент RU №2413065. Опубликован 27.02.2011. Бюл. №6. Способ определения геометрических размеров и азимутального расположения нефтенасыщенных зон в заводненных пластах / Дыбов А.П., Иванов В.А., Халиуллин А.А.

4. Патент RU №2289019. Опубликован 10.12.2006. Бюл. Способ перевода скважин на оптимально эффективный режим эксплуатации / Белов В.Г., Горшенин А.Ю., Иванов В.А. и др.

5. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика. - М.: Недра, 1996. - 367 с.

6. Патент RU №2343274. Опубликован 10.01.2009. Бюл. №1. Способ определения пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах / Иванов В.А., Соловьев В.Я.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта. Обеспечивает снижение объемов попутно добываемой воды и увеличение нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ включает гидродинамические исследования обводненной скважины на установившихся режимах отбора, на основании которых определяют период модулированного депрессионного воздействия на пласт, при которых эксплуатацию скважины осуществляют без остановки насосного оборудования, а изменение дебита заключено в интервале от минимального значения, определяемого срывом подачи насоса, до некоторого максимального значения. Согласно изобретению при расстоянии между соседними добывающими скважинами, равном или большем среднего размера зоны хаотической изменяемости проницаемости, период модулированного депрессионного воздействия на пласт представляет собой снижение дебита скважины до минимального значения, определяемого срывом подачи насоса. Вывод скважины в штатный режим эксплуатации по зависимости, близкой к квадратичной, выдержку этого режима с постоянным значением дебита скважины в течение времени вытеснения нефти из нефтенасыщенных зон определяют временем существования положительного эффекта уменьшения обводненности и увеличения дебита нефти. Если геометрические размеры нефтенасыщенных зон пласта установить в процессе гидродинамических исследований не удается, то в качестве характерного геометрического размера принимают половину расстояния между соседними добывающими скважинами, по которому определяют период модулированного депрессионного воздействия. 2 пр., 3 ил.

Способ нестационарного извлечения нефти из зонально-неоднородного по проницаемости пласта, включающий гидродинамические исследования обводненной скважины на установившихся режимах отбора, на основании которых определяют период модулированного депрессионного воздействия на пласт, при которых эксплуатацию скважины осуществляют без остановки насосного оборудования, а изменение дебита заключено в интервале от минимального значения, определяемого срывом подачи насоса, до некоторого максимального значения, отличающийся тем, что при расстоянии между соседними добывающими скважинами, равном или большем среднего размера зоны хаотической изменяемости проницаемости, период модулированного депрессионного воздействия на пласт представляет собой снижение дебита скважины до минимального значения, определяемого срывом подачи насоса, вывод скважины в штатный режим эксплуатации по зависимости, близкой к квадратичной, выдержку этого режима с постоянным значением дебита скважины в течение времени вытеснения нефти из нефтенасыщенных зон определяют временем существования положительного эффекта уменьшения обводненности и увеличения дебита нефти, если геометрические размеры нефтенасыщенных зон пласта установить в процессе гидродинамических исследований не удается, то в качестве характерного геометрического размера принимают половину расстояния между соседними добывающими скважинами, по которому определяют период модулированного депрессионного воздействия.