СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С УЧЕТОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФОНА ПЛАСТА Российский патент 2016 года по МПК E21B43/20 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области усиленной добычи для получения углеводородов.

Уровень техники

На данный момент используется широкий спектр различных технологий обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) и повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), направленных на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений путем очистки порового пространства пластов от различных загрязнений, а также расширению самого порового пространства. Однако при этом не уделяется должное внимание вязкости нефти. Несмотря на то что накоплен достаточно большой опыт разработки залежей с высоковязкой нефтью, данный опыт не учитывает изменение вязкости в процессе разработки залежи.

Снижение температурного фона пласта оказывает наибольшее влияние на увеличение вязкости нефти при разработке нефтяного месторождения.

На температурный фон пласта оказывает прямое влияние эксплуатация нагнетательных скважин, в частности закачка в нагнетательную скважину текучей среды, температура которой значительно ниже начальной температуры пласта.

При определении оптимального периода работы нагнетательной скважины в уровне техники используют такие параметры, как распространенность коллектора, тип коллектора, объемы закачки текучей среды и объемы отбора, пластовое давление и др. При этом не уделяется внимание температурному фону пласта, а именно - охлаждению пласта во время эксплуатации нагнетательных скважин.

Было выявлено, что снижение температурного фона пласта на 1°C снижает дебит добывающей скважины на 7%.

Известен способ разработки нефтяной залежи (RU 2369731 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/02, опубликовано 10.10.2009), который включает контроль в каждой нагнетательной и добывающей скважинах забойного давления, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин, поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Однако данный способ не рассматривает проблему повышения вязкости нефти при понижении температурного фона пласта, и не предлагает решения проблемы поддержания дебита скважины при снижении температуры пласта.

Известен способ разработки нефтяной скважины (патент RU 2072031, Е21В 43/20, 20.01.1997), включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины, при этом определяют фильтрационно-емкостные характеристики пластов, определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для пластов. Способ позволяет повысить дебит скважины и коэффициент нефтеизвлечения. Однако данный способ не учитывает снижение температурного фона пласта и не предлагает решения проблемы сопутствующего повышения вязкости нефти.

Сущность изобретения

Задачей изобретения является предоставление способа разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта.

Указанный способ обеспечивает стабильный дебит скважины посредством поддержания температурного фона пласта в процессе разработки нефтяного месторождения на уровне, который обеспечивает значения вязкости нефти в пластовых условиях в пределах, не допускающих снижение дебита добывающих скважин, а также указанный способ позволяет оптимизировать эксплуатацию нагнетательной скважины посредством снижения энергетических и трудозатрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

В одном аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, содержащий этапы, на которых:

а) выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины, причем указанная добывающая скважина находится во взаимосвязи с указанной нагнетательной скважиной,

б) определяют по методу гидропрослушивания производительность (Q_опт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине,

в) определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины, при этом во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2 градуса Цельсия, при этом указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (T_t) восстановления температурного фона всего пласта,

г) определяют время (T_p), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину,

д) на основании данных, полученных на этапах б), в), г) выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью (Q_опт) закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (T_p), определенное на этапе г) и не должен быть меньше времени (T_t) восстановления температурного фона всего пласта, определенного на этапе в).

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором при проведении гидропрослушивания в добывающую скважину по межтрубному пространству спускают манометр для определения забойного давления, при этом выбирают режим эксплуатации нагнетательной скважины с заданным объемом закачки текучей среды, обеспечивающим изменение забойного давления в добывающей скважине, причем фиксируют время начала реагирования добывающей скважины на закачку текучей среды в нагнетательную скважину.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором, по результатам проведенных исследований по методу гидропрослушивания, определяют гидропроводность по формуле:

где σ - гидропроводность, м³/Па×с;

Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па;

Q - расход жидкости, м³/с;

t_н - время начала реагирования, с;

χ - пьезопроводность, м²/с;

R - расстояние между скважинами, м.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором определяют объем закачки (Q_опт) текучей среды в нагнетательную скважину, необходимый для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине по формуле:

где Q_opt - производительность закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного значения забойного давления, м³/с;

Δp_opt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;

t_н - время начала реагирования, с.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором заданные периоды остановки нагнетательной скважины на этапе в) включают в себя 1, 5, 10 суток.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Выбирают пару скважин, состоящую из влияющей нагнетательной скважины №6614 и реагирующей добывающей скважины №6680, удаленной от нагнетательной скважины на 720 м.

Проводят исследование межскважинного пространства 6614-6680 методом гидропрослушивания. В межтрубное пространство добывающей скважины №6680 был спущен глубинный манометр на кровлю перфорированного пласта. В качестве источника сигнала использовалось возмущение, создаваемое нагнетательной скважиной №6614. Для этого был выбран следующий режим работы нагнетательной скважины №6614: 15 суток работы - 10 суток простоя. По результатам проведенного гидропрослушивания были получены данные о гидропроводности и пьезопроводности межскважинного интервала. Время начала реагирования, зафиксированного на добывающей скважине, составило 18 суток. Определяют по методу гидропрослушивания производительность (Q_опт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Принимая во внимание аномально высокое значение забойного давления на добывающей скважине №6680 объем закачки (Q_опт) составил вдвое меньше от текущих объемов - 22 м³/сут.

Стандартный комплекс геофизических исследований (с помощью глубинного дистанционного расходомера (РГД) и термометрии) показал, что температура на забое нагнетательной скважины №6614 восстанавливается за 10 суток на 3 градуса Цельсия (T_t).

Указанное время принимают за время (T_t) восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время (T_p), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. Время начала снижения забойного давления в добывающей скважине (T_p) после остановки нагнетательной скважины составило 14 суток.

На основании данных, полученных на вышеуказанных этапах выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с объемом (Q_опт) закачки текучей среды, необходимым для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (T_p), определенное на этапе г), и не должен быть меньше времени (T_t) восстановления температурного фона всего пласта. Таким образом, производительность закачки (Q_опт) текучей среды в нагнетательную скважину, необходимая для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, составляет 22 м³/сут, при этом время работы скважины составило 18 суток, время простоя нагнетательной скважины - 14 суток.

ПРИМЕРЫ

А) В качестве примера указывается теоретический расчет на основе взаимодействия добывающей скважины №901 и нагнетательной скважины №7216. Расстояние между забоями добывающей и нагнетательной скважинами составляет 200 м.

Б) Был произведен спуск глубинного манометра на глубину кровли пласта добывающей скважины №901 с целью проведения исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания и определения объем (Q_опт) закачки текучей среды в нагнетательную скважину №7216, необходимый для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине №901.

При этом гидропроводность определяется по формуле:

где σ - гидропроводность, м³/Па×с;

Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па;

Q - расход жидкости, м³/с;

t_н - время начала реагирования, с;

χ - пьезопроводность, м²/с;

R - расстояние между скважинами, м.

Согласно проведенным исследованиям межскважинного пространства 7216-901 изменение давления в скважине №901 составило 1050400 Па при расходе жидкости в нагнетательной скважине №7216 0,00528 м³/с. Пьезопроводность, с учетом времени реагирования 4233,6 с и расстояния между скважинами 200 м, составила 0,69161 м²/с. Таким образом, гидропроводность межскважинного интервала 7216-901 составила 2,127 мкм²×м/мПа×с.

Исходя из полученного значения гидропроводности, рассчитывается объем закачки, необходимый для достижения оптимального давления на участке, по формуле:

где Q_opt - производительность закачки текучей среды, необходимая для достижения заданного значения забойного давления, м³/с;

Δp_opt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;

t_н - время начала реагирования, с.

Согласно расчетам, объем закачки, необходимый для поддержания давления на участке в оптимальном интервале, должен составлять не менее 0,001015 м³/с или 87,7 м³/сут.

В) Согласно анализу произведенных ранее геофизических работ (РГД, термометрия) было выявлено, что температура на забое нагнетательной скважины №7216 восстанавливается за 0,5 сут на 2 градуса Цельсия. Таким образом, время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (T_t) восстановления температурного фона всего пласта составляет 15 сут.

Г) Определено время (T_p), за которое давление в добывающей скважине №901 снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину №7216, которое составило 0,5 сут.

Д) На основании данных, полученных на этапах Б, В, Г выбран период эксплуатации нагнетательной скважины №7216 с объемом закачки текучей среды 153,2 м³/сут, необходимым для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине №901, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать 0,5 сут.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину. По способу выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины во взаимосвязи. Определяют с привлечением метода гидропрослушивания производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины. Во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С. Указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время, за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. На основании полученных данных выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине. По результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по аналитическому выражению. Производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, тоже определяют по аналитическому выражению. 2 з.п. ф-лы. 1 пр.

1. Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, содержащий этапы, на которых:
а) выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины, причем указанная добывающая скважина находится во взаимосвязи с указанной нагнетательной скважиной;
б) определяют по методу гидропрослушивания производительность (Q_опт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине;
в) определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины, при этом во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С, при этом указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (T_t) восстановления температурного фона всего пласта;
г) определяют время (T_p), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину;
д) на основании данных, полученных на этапах б), в), г) выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью (Q_опт) закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (T_p), определенное на этапе г), не должен быть меньше времени (T_t) восстановления температурного фона всего пласта, определенного на этапе в), причем по результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по формуле
,
где σ - гидропроводность пласта, м³/Па×с;
Q - расход жидкости, м³/с;
R - расстояние между скважинами, м,
χ - пьезопроводность пласта, м²/сут;
t_н - время начала реагирования, с;
Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па,
при этом определяют производительность (Q_опт) закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, по формуле
,
где Q_opt - расход жидкости, необходимый для достижения заданного значения забойного давления, м³/с;
Δp_opt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;
t_н - время начала реагирования, с.

2. Способ по п 1, в котором при проведении гидропрослушивания в добывающую скважину по межтрубному пространству спускают манометр для определения забойного давления, при этом выбирают режим эксплуатации нагнетательной скважины с заданной производительностью закачки текучей среды, обеспечивающей изменение забойного давления в добывающей скважине, причем фиксируют время начала реагирования (t_н) добывающей скважины на закачку текучей среды в нагнетательную скважину.

3. Способ по п. 1, в котором заданные периоды остановки нагнетательной скважины на этапе в) включают в себя 1, 5, 10 сут.