СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ОСНОВЕ СИСТЕМНО-АДРЕСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы, в частности зонально неоднородными коллекторами, коллекторами, имеющими пласты различной проницаемости, или трещинно-поровыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия, включающий циклическое изменение режимов закачки вытесняющего агента, анализ геолого-промысловых данных по работе скважин, адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах. Первому циклу в ряды нагнетательных скважин закачивают вытесняющий агент, а из среднего ряда добывающих скважин производят форсированный отбор с объемом на 10-15% выше объема, чем при отборе в других рядах. По результатам анализа геолого-промысловых данных из добывающих скважин, количеству, темпу и обводнению и/или газированию нефти принимают решение о переходе ко второму циклу с изменением зон разработки, перпендикулярным и аналогичным первоначальным зонам, при этом режимы закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин выбирают аналогично первому циклу, по результатам анализа принимают решения о переходе к первому циклу, после чего циклы чередуют [RU 2418155, 10.05.2011].

Недостатком известного способа является отсутствие мероприятий по адресному изменению фильтрационных потоков и выравниванию профиля приемистости, подбору оптимальных технологий воздействия применительно к конкретным геолого-физическим условиям пласта и текущему состоянию разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия, включающий закачку вытесняющего агента через одну или несколько нагнетательных скважин, извлечение нефти через одну или несколько добывающих скважин, анализ геолого-промысловых данных по работе каждой из скважин с учетом всей истории разработки данной залежи, выделение из истории разработки спонтанных - незапланированных изменений гидродинамического режима работы всех скважин и отклика залежи на эти спонтанные изменения гидродинамического режима изменениями показателей работы добывающих скважин, выделение по отклику залежи зон остаточных запасов нефти, определение величины остаточных запасов нефти по параметрам полученного отклика и адресное регулирование системы разработки в выделенных зонах отклика с учетом полученных результатов отклика. В выделенных зонах осуществляют бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин, причем в выделенных зонах выявляют преимущественные первичные направления фильтрационных потоков вытесняющего агента в залежи, после чего фильтрационным потокам задают новые направления [RU 2209947, 10.08.2003].

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, высокая стоимость его осуществления, обусловленная тем, что в выделенных зонах производят бурение дополнительных нагнетательных и/или добывающих скважин;

- во-вторых, низкая эффективность способа за счет сложности его осуществления;

- в-третьих, отсутствие адресного выравнивания профилей приемистости.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения нефтеотдачи пластов, сокращения объемов попутной воды, снижения затрат на осуществление способа и обеспечения интенсификации процесса разработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента (длительность полуцикла нестационарного воздействия) в пределах этого участка определяют по формуле:

Т=L²/2X,

где Т - длительность нагнетания агента, сут;

L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;

X - средняя пьезопроводность пласта, м²/с;

X=k/µCm,

где k - средняя проницаемость пласта, мкм²;

µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;

m - средняя пористость пласта, доли ед.;

C - коэффициент упругости породы и жидкости, Па^-1,

адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.

Сущность изобретения

В настоящее время в стране более 90% добычи нефти осуществляют на объектах с помощью метода заводнения. За его счет нефтеотдача пласта по сравнению с режимом истощения повысилась в среднем более чем в 2 раза. Однако эффективность такого способа разработки во многом зависит от геологического строения коллектора. При хороших геолого-физических условиях в результате заводнения конечная нефтеотдача не превышает 50-60% от начальных запасов нефти, а при неблагоприятных условиях - 30-40%. Наряду с большим расходом воды на добычу нефти заводнение дает низкие результаты при высокой неоднородности пластов и повышенной вязкости нефти.

В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках, зонах и пр. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопроницаемых и нефтенасыщенных, менее проницаемых слоев и зон.

В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои могут оказаться не охваченными заводнением на 20-50% и более. Низкий процент извлечения нефти объясняется, прежде всего, малым охватом пласта заводнением. За счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все большее количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Циклический (нестационарный) метод заводнения основан на периодическом изменении режима воздействия на нефтяные залежи сложного строения, при котором в продуктивных отложениях искусственно создается нестационарное распределение пластового давления и движение пластовых флюидов.

Нестационарное поле давлений в пласте создается за счет периодического изменения объема нагнетаемого вытесняющего агента и добываемой из пласта жидкости (в случае искусственного заводнения коллектора) или при циклическом отборе жидкости (в случае естественного водонапорного режима). Эффективность нестационарного заводнения на поздних стадиях разработки невелика и выражается в 1-3% увеличения коэффициента извлечения нефти - КИН.

Предлагаемое системно-адресное воздействие на пласты и скважины заключается в том, что все мероприятия по применению как технологий обработки прискважинных зон пласта, так и методов повышения нефтеотдачи пластов в целом необходимо осуществлять с использованием специально разработанных композиций химреагентов и технологий под конкретные условия месторождения с учетом имеющихся проблем и текущего состояния разработки. При этом проектирование обработок скважин должно осуществляться с учетом их взаимодействия с окружающими скважинами и единой системой разработки продуктивного пласта в целом.

Подобный подход, осуществляющийся на основе определенных принципов реализации с использованием композиций химреагентов и технологий, разработанных для конкретных условий пласта, позволит повысить эффективность разработки нефтяных месторождений, что особенно актуально для месторождений с трудно извлекаемыми запасами либо находящихся на поздних стадиях разработки.

Принципы реализации адресного воздействия:

1. Постановка и проведение всего комплекса работ на основе детального анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки.

2. Выявление приоритетных участков для реализации адресных методов воздействия по результатам анализа текущего состояния разработки пласта, сформированности системы разработки и распределения остаточной нефтенасыщенности.

3. Обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных причин снижения эффективности и возможностей системы разработки.

4. Разработка композиций химреагентов и методов адресного воздействия на основе экспериментальных исследований с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым.

5. Подбор программы и параметров реализации адресного воздействия для опытного участка с учетом конкретных геолого-физических характеристик, технического состояния скважин и окружающей инфраструктуры.

6. Совершенствование и промышленное внедрение наиболее эффективных технологий на основе полученных промысловых результатов их применения в аналочичных геолого-физических условиях.

Алгоритм реализации системно-адресного воздействия на пласты и скважины представлен на фиг.1.

Постановка и проведение всего комплекса работ по применению технологий системно-адресного воздействия на пласты и скважины начинается с всестороннего анализа геолого-физических характеристик конкретного объекта разработки и особенностей текущего состояния разработки. На этом этапе рассматриваются физико-литологические особенности строения продуктивного пласта, его фильтрационно-емкостные характеристики, величины пластового давления и давления насыщения, пластовой температуры и температуры выпадения парафинов, свойства пластовых флюидов и т.п. Далее анализируется текущее состояние разработки, на основе его выявляются основные причины снижения эффективности процесса добычи нефти и намечаются пути решения выявленных проблем.

На следующем этапе проводится выявление приоритетных участков воздействия с учетом неравномерности распределения остаточной нефтенасыщенности, конкретных геолого-физических характеристик отдельных частей залежи, зональной и слоистой неоднородности, текущего состояния разработки и системы размещения скважин. Такими участками могут быть отдельные блоки между рядами нагнетательных скважин или контуром нефтеносности, участки, отделенные от других нейтральными линиями тока, экранами, зонами выклинивания и т.п. Количество скважин на этих участках может быть от 2-3 до 100 и более.

Далее проводится анализ геолого-физических характеристик выбранного участка, имеющихся результатов исследования скважин и пластовых флюидов, потенциальных возможностей работы скважин, гидродинамической связанности, осуществляется построение геологических профилей, проницаемости, начальной и текущей обводненности, выявляются особенности процесса разработки конкретно выбранного участка.

Кроме того, осуществляется оценка пригодности системы разработки и закачки воды для реализации адресного воздействия на пласт, поскольку отсутствие, например, сформированной системы поддержания пластового давления - ППД либо наличие незначительного количества нагнетательных скважин на выбранном участке, делает невозможным реализацию нестационарного заводнения. Таким образом, обоснование метода адресного воздействия с учетом выявленных проблем снижения эффективности и возможностей системы разработки является одним из ключевых этапов.

В качестве технологий воздействия в данном случае рассматриваются варианты реализации обработок скважин, основанные на принципах системной технологии и технологии повышения нефтеотдачи (комплексная технология, включающая нестационарное заводнение с обработками скважин). В принципе может быть использована любая технология повышения нефтеотдачи и эффективности разработки, пригодная для реализации в конкретных условиях выбранного участка.

В случае реализации обработок скважин (системной технологии воздействия на пласт) вначале, на основании выявленных причин снижения производительности скважин, обосновываются требования к композициям химреагентов. С учетом этих требований для конкретных геолого-физических условий выбранного опытного участка на основании комплекса физико-химических и реологических методик разрабатывается оптимальная композиция химреагентов для обработки скважин. Дальнейшие исследования по выявлению изменений фильтрационных характеристик пористых сред проводятся с использованием естественного кернового материала и пластовых флюидов в условиях, близких к пластовым. Фильтрационные исследования выполняются для определения нефтевытесняющих, стимулирующих или изолирующих свойств разработанных композиций химреагентов и являются основой для разработки рекомендаций и инструкций по применению обоснованной композиции (технологии) в реальных промысловых условиях.

По результатам выполненных физико-химических исследований и проведенных фильтрационных экспериментов составляется Инструкция на применение разработанной композиции химреагентов для обработки скважин. В Инструкции приводятся сведения о механизме действия и условиях применения, выборе скважин, рекомендуемых объемах закачки, обозначаются основные виды исследований скважин до и после обработок и т.п. Применительно ко всему выбранному участку составляется адресная Программа работ, в которой на основании принципов системной технологии указывается перечень и последовательность обрабатываемых скважин, приводятся сведения об используемых технологиях обработки и методах определения технологической эффективности.

Далее проводятся системно-адресные обработки скважин на опытном участке, и на основании полученных результатов определяется объем дополнительно полученной нефти, уточняются объемы закачки, последовательность операций, обосновываются оптимальные параметры реализации технологий обработки скважин для дальнейшего расширения работ и промышленного внедрения наиболее оптимальных технологий.

При реализации комплексной технологии (см. фиг.1) перечень работ несколько видоизменяется, но в целом сохраняются аналогичные принципы выбора участка воздействия.

Вначале проводится анализ технологических показателей закачки, компенсации отбора закачкой и текущего состояния разработки, проводится оценка технического состояния и оснащенности КНС и водоводов. Затем определяется оптимальная длительность полуциклов и разрабатывается график мероприятий по пускам и остановкам скважин, обосновываются наиболее оптимальные технологии обработки скважин и намечается время обработок в соответствии с графиком отключения-включения нагнетательных скважин. В результате реализации системно-адресного воздействия определяется технологическая эффективность, и разрабатываются рекомендации по наиболее эффективному режиму разработки и методам воздействия для данных конкретных геолого-физических условий.

Сущность изобретения поясняется графическими изображениями, где

фиг.1 - Алгоритм реализации системно-адресного воздействия на пласты и скважины;

фиг.2 - Опытный участок пласта БВ8 Аганского месторождения;

фиг.3 - Динамика добычи нефти (в месяц) и обводненности по опытному участку Аганского месторождения.

Способ осуществляется следующим образом (пример осуществления).

В качестве примера рассмотрим реализацию системно-адресного воздействия на опытном участке пласта БВ8 Аганского месторождения.

Основными объектами разработки Аганского нефтяного месторождения, определяющими добычу нефти на месторождении, являются пласты БВ₈ и БВ₉, содержащие 73% всех балансовых запасов нефти.

Коллекторами являются песчаники серые, буровато-серые за счет нефтенасыщения, крупно-, средне-, мелкозернистые и алевролиты крупнозернистые, сцементированные глинистым цементом, участки с прослоями и линзами различной формы карбонатного песчаника, однородные или слоистые.

Общая толщина пласта в среднем 22,3 м, средняя эффективная толщина составляет 13,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,69, расчлененности - 6,0. Проницаемость пласта БВ8 составляет 342,1 мкм², открытая пористость 22,8. Начальная нефтенасыщенность по пласту составляет в среднем 71,2%.

Для объекта БВ₈ проектными документами была предусмотрена рядная система разработки. Пять разрезающих рядов разделили площадь залежи на 6 блоков. Во 2-м, 4-м, 5-м блоках утверждена пятирядная система разработки по сетке 500×700 м в зоне эксплуатации и удаленностью первых рядов от линии нагнетания на 600 м. Выделен один (3-й) трехрядный блок с сеткой добывающих скважин 700×700 м и расстоянием между первым, добывающим и нагнетательным рядами 850 м.

В Проекте разработки предусмотрен поэтапный переход от линейной к блочно-квадратной и избирательной системам воздействия. Для выработки запасов объекта БВ₈ утверждена 621 скважина основного фонда (в том числе 487 добывающих и 134 нагнетательных) и 30 скважин резервного фонда. Проектная плотность сетки скважин - 36 га/скв.

Для реализации нестационарного заводнения был выбран опытный участок, расположенный в пределах 1-го блока, который в меньшей степени подвержен изменениям системы разработки, с учетом того, что в настоящий момент система разработки по пласту БВ8 претерпевает изменения, а именно осуществляется переход с линейной к блочно-квадратной и избирательной системам воздействия, а также перенос линии нагнетания в некоторых блоках. В пределах опытного участка расположено 26 нагнетательных и 47 добывающих скважин (фиг.2).

Поскольку эффективность нестационарного заводнения зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка (табл. 1).

Таблица 1 Участок К прон., мкм² Н, м К пор, д.ед Вязкость, мПа·сек Гидропроводность, мкм²·см/мПа·сек К пьез., см²/сек 1 0,392 6,2 0,232 1,08 224,9 3793

Длительность нагнетания агента на каждом участке (т.е. длительность полуцикла нестационарного воздействия) определяют по формуле:

Т=L²/2X,

где Т - длительность нагнетания агента, сут;

L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;

X - средняя пьезопроводность пласта, м²/с;

X=k/µCm,

где k - средняя проницаемость пласта, мкм²;

µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;

m - средняя пористость пласта, доли ед.;

C - коэффициент упругости породы и жидкости, Па^-1.

На основании информации о реакции добывающих скважин на изменение объемов закачки воды, результатах исследований по закачке индикаторов и технических возможностях системы ППД были выполнены расчеты по определению полуцикла нестационарного воздействия с учетом вязкости пластовой нефти, пористости, проницаемости пласта, являющихся характерными для данного объекта. В результате расчетов получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта БВ₈ составляет 3,5 месяца или 107 суток (табл.2).

Таблица 2 Результаты определения длительности циклов по участку пласта БВ8 Аганского месторождения Участок L, м L², 10⁴ м² К пьез., см²/сек Т цикла, сут Т цикла, мес Т п/ц, сут Т п/ц, мес №1 2650 702,25 3793 214 7,1 107 3,57

Анализ технологических показателей закачки по опытному участку с учетом распределения скважин по КНС и оценкой максимального уровня закачки в период до начала осуществления технологии показал, что суммарная закачка всех скважин по КНС в период проведения циклического заводнения как в период 1-го, так и в период 2-го полуциклов не будет превышать среднемесячную закачку в период стационарного заводнения и, тем более, проектную мощность КНС.

На основании выполненного анализа состояния разработки опытного участка пласта БВ₈ Аганского месторождения и на основании полученных результатов расчета параметров реализации нестационарного заводнения был составлен график работы (пусков-остановок) нагнетательных скважин в соответствии с рассчитанными длительностями циклов.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного заводнения на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ по перераспределению фильтрационных потоков (ПФП) и по интенсификации приемистости с учетом имеющейся геолого-промысловой информации, включая данные ГИС-контроля.

На фиг.3 представлена динамика добычи нефти в месяц по опытному участку, из которой также видно увеличение добычи нефти. Оценка дополнительно добытой нефти по линейному тренду динамики помесячной добычи нефти показывает, что в результате применения системно-адресного воздействия дополнительно добыто 10191 т нефти, при этом сокращение попутно добываемой воды составило 68,9 тыс.м³, а непроизводительная закачка воды снижена на 73 тыс.м³. Таким образом, общая экономия электроэнергии от снижения добычи воды и ограничения непроизводительной закачки составляет 2,027 млн. кВт/час.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и сокращение объемов попутной воды, снижение затрат на осуществление способа, повышение эффективности разработки в целом, а также достижение интенсификации процесса разработки. Сущность изобретения: способ включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин с выделением характерных участков, различающихся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов. По способу выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов. Длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по аналитическому выражению с учетом расстояния от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, средней пьезопроводности пласта, его проницаемости, пористости, коэффициентов упругости породы и жидкости. Адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков. Затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

Способ разработки нефтяной залежи на основе системно-адресного воздействия на ее пласты, включающий циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин, для чего на объекте разработки выделяют характерные участки, различающиеся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов, выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов, а длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по формуле:
Т=L²/2X,
где Т - длительность нагнетания агента, сут;
L - расстояние от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, м;
X - средняя пьезопроводность пласта, м²/с;
X=k/µCm,
где k - средняя проницаемость пласта, мкм²;
µ - средняя вязкость пласта, мПа·сек;
m - средняя пористость пласта, доли ед.;
С - коэффициент упругости породы и жидкости, Па^-1,
адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков, затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке.