СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К РИФОВЫМ РЕЗЕРВУАРАМ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на увеличение коэффициента нефтеотдачи и уменьшения остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, за счет циклической закачки воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам различных категорий, на любой стадии разработки.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в суперколлекторы в нижней или средней по высоте части залежи [RU 2188311 С1, МПК Е21В 43/20, опубл. 2002]. В верхней части залежи выделяют суперколлекторы и используют их как естественные нефтесборные резервуары, отбор нефти ведут через добывающие скважины, пробуренные в суперколлекторы в верхней части залежи, с организацией вертикального вытеснения нефти за счет закачки рабочего агента в нижнюю или среднюю часть залежи.

Известное решение относится к специфической области применения, предполагающей наличие в разрезе продуктивного пласта так называемых суперколлекторов.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа вертикального вытеснения с обеспечением режима капиллярно-гравитационной пропитки.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи.

Указанный технический результат достигается тем, что способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, включает отбор пластового флюида через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи, нагнетательные скважины располагают в подошвенной части залежи, при этом чередование периодов отбора пластового флюида и закачки рабочего агента осуществляют с временным разделением, причем период закачки предусматривает остановку добывающих скважин, а период добычи предусматривает остановку нагнетательных скважин, продолжительность циклов определяют исходя из расчета материального баланса, учитывающего изменение - уменьшение порового объема при восстановлении пластового давления и темп изменения порового объема, согласно которому при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижают ниже граничного, при этом нагнетание рабочего агента осуществляют в подошвенную часть разреза, после закачки рабочего агента осуществляют капиллярно-гравитационную пропитку, а затем при запуске добывающих скважин начинают отбор пластового флюида.

Заявляемая совокупность действий способствует преждевременному обводнению продукции и падения темпов добычи нефти при разработке залежей, приуроченных к рифовым резервуарам. Эффективность капиллярно-гравитационной пропитки в рифовых резервуарах зависит от высоты блока матрицы, поскольку этот параметр определяет интенсивность флюидообмена между блоками матрицы и трещинами, после периода капиллярно-гравитационной пропитки наступает период отбора жидкости, сопряженный с запуском добывающих скважин, продолжительность циклов определяется исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного, для повышения эффективности системы разработки предусматривается, что добывающие скважины вскрывают кровельный интервал рифового резервуара, нагнетание воды осуществляется в подошвенную часть разреза, тем самым создаются условия для вертикального вытеснения нефти за счет разности гидростатических давлений для нефти и воды.

Признаками изобретения являются:

1) расположение добывающих скважин в верхней, прикровельной, части залежи;

2) расположение нагнетательных скважин в подошвенной части залежи;

3) использование циклической закачки;

4) чередование периодов добычи (отбора) пластового флюида (нефти), закачки рабочего агента (воды) и капиллярно-гравитационной пропитки. Добычу нефти и закачку воды осуществляют не одновременно. Период закачки предусматривает остановку добывающих скважин, период добычи соответственно предусматривает остановку нагнетательных скважин;

5) продолжительность циклов определяют исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного;

6) после закачки рабочего агента наступает период капиллярно-гравитационной пропитки (дренажа);

7) затем при запуске добывающих скважин начинается период отбора жидкости (пластового флюида).

Признаки 1-3, 7 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Способ поясняется иллюстративными материалами, где:

на фиг. 1 приведено строение рифового резервуара с двойной пористостью и расположением скважин для достижения максимальной нефтеотдачи при циклической закачке воды, добывающие скважины расположены в прикровельной части залежи, нагнетательные - в подошвенной,

на фиг. 2 схематично показана система поддержания пластового давления (ППД) с циклической закачкой и добычей в рифовых резервуарах, окруженных трещиной, а) закачка воды, б) капиллярно-гравитационное вытеснение, в) добыча нефти,

на фиг. 3 представлено строение блока матрицы, окруженного трещиной [Schlumberger, ECLIPSE Technical Description 2004A],

на фиг. 4 представлен график снижения пластового давления в зависимости от отбора нефти, Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm,

на фиг. 5 представлена динамика добычи, закачки и пластового давления (материальный баланс), Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm,

на фиг. 6 представлена модель материального баланса, изменение порового объема, Булатовское месторождение, объект Д3f3-fm.

На фиг. 7 представлен алгоритм циклического заводнения в виде блок-схемы, один цикл.

Пример осуществления способа.

В качестве модели залежи нефти, приуроченной к рифовым резервуарам, было принято строение залежи нефти франско-фаменского яруса, представляющее собой концепцию стохастически распределенных в объеме рифового тела пропластков коллектора, связанных по разрезу и площади системой вертикальных и субвертикальных трещин. Конкретным объектом для рассмотрения эффективности данного метода разработки был выбран рифовый резервуар Д₃^f3-fm Булатовского месторождения.

Разработка объекта Д₃^f3-fm осуществляется с 2000 г. Этап первичного дренирования залежи продлился до апреля 2011 г, после чего внедрено заводнение. Система трещин, которая обеспечивала высокие показатели добычи при разработке залежи на режиме истощения, при организации закачки воды способствовала стремительному росту обводнения продукции и падению темпов добычи. После начала закачки темп отбора от ТИЗ снизился с 12% (2010 г.) до 2% (2012 г.), доля воды в продукции в годовом исчислении превысила 90%, а помесячно 98%. После прекращения нагнетания и переноса перфорации добывающих скважин на кровельные интервалы месячная обводненность снизилась до 57%.

Таким образом, разработка объекта в режиме одновременной закачки и добычи, сопряженная с высокой долей попутно-добываемой воды, представляется неоптимальной.

Альтернативой, позволяющей нивелировать недостатки известного способа заводнения, является способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, с системой ППД с циклической закачкой и добычей (Фиг. 2). Цикл предполагает работу нагнетательных скважин (закачка воды, вода заполняет трещины, после чего следует период капиллярно-гравитационной пропитки (капиллярно-гравитационное вытеснение)), а затем период добычи нефти. Процесс капиллярно-гравитационной пропитки в рифовых резервуарах способствует интенсивному флюидообмену между нефтенасыщенными блоками матрицы и трещинами, что приводит к более эффективному вытеснению нефти из порового коллектора.

После периода капиллярно-гравитационного пропитки наступает период отбора пластового флюида, сопряженный с запуском добывающих скважин. Продолжительность циклов определяют исходя из расчетов материального баланса, согласно которым при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижается ниже граничного Р_гр. Для повышения эффективности способа разработки залежей, приуроченных к рифовым резервуарам, предусматривается, что добывающие скважины вскрывают кровельный интервал рифового резервуара, нагнетание рабочего агента (например, технической, пластовой воды) осуществляют в подошвенную часть разреза, тем самым создаются условия для вертикального вытеснения пластового флюида, например нефти, за счет разности гидростатических давлений для нефти и воды.

Снижение пластового давления не является линейным в течение всего периода дренирования залежи. Увеличение темпов изменения порового объема происходит при снижении давления флюида ниже некоторого порогового значения, связываемого с величиной порога пластической деформации породы, для определения которого воспользуемся уравнением материального баланса (1):

В уравнение материального баланса входят следующие параметры:

N_p - объем добываемой нефти, м³;

W_p - объем добываемой воды, м³;

В_o - объемный коэффициент нефти, м³/м³;

B_w - объемный коэффициент воды, м³/м³;

B_g - объемный коэффициент газа, м³/м³;

R_p - суммарный газовый фактор, м³/м³;

R_s - газовый фактор, м³/м³;

N - начальные запасы нефти, м³;

B_oi - начальный объемный коэффициент нефти, м³/м³;

R_si - начальный газовый фактор, м³/м³;

S_wc - средняя насыщенность пластовой воды, д.ед.;

ΔР - изменение пластового давления, бар;

c_w - коэффициент сжимаемости воды, бар^-1;

c_ƒ - коэффициент сжимаемости породы, бар^-1;

W_e - объем притока воды в пласт, м³.

Коэффициент сжимаемости породы представляют в виде системы:

Используя известные величины добычи пластового флюида и замеры пластового давления, подбирают величины c_f1, c_f2, Р_гр таким образом, чтобы график давления максимально точно соответствовал эмпирическим значениям (Фиг. 4). Вычисленные величины с_f составили:

В ходе дренирования залежи последовательно проявляли замкнуто-упругий режим и дефляционный режим, затем разработка на режиме истощения завершилась, и был начат процесс закачки рабочего агента (водонапорный режим). Как свидетельствуют результаты выполненных расчетов (Фиг. 5), принятая модель хорошо согласуется с эмпирическими данными.

Вероятно, дефляция порового объема при снижении пластового давления не является полностью обратимой. Величина гистерезиса в этом случае - неизвестная, которая будет оказывать существенное влияние на параметры восстановления пластового давления Р_пл при организации закачки. При отсутствии прямых определений необходимых параметров на керне целесообразно воспользоваться аналитическими расчетами, основанными на уравнении материального баланса (1).

После начала закачки рабочего агента пластовое давление Р_пл в рифовой залежи объекта Д₃^f3-fm Булатовского месторождения начало быстро восстанавливаться и уже к началу 2013 г. при компенсации отбора пластового флюида закачкой 86% достигло величины 26 МПа, превысив начальное значение 21,4 МПа. Подставляя эти значения в уравнения материального баланса (выражение 1), была определена ширина петли гистерезиса в точке, соответствующей начальному пластовому давлению, - поровый объем при восстановлении пластового давления меньше начального на 5,2%.

Эта величина и была принята при обосновании параметров гидродинамической модели в качестве инструмента моделирования изменения порового объема от давления, использовалось ключевое слово ROCKTABH, параметры которого в графическом виде представлены на фиг. 6.

При реализации такой схемы в составе одного цикла (фиг. 7) выделяют три периода: период нагнетания, период капиллярно-гравитационной пропитки, период отбора жидкости.

Период нагнетания. Период, в течение которого в подошвенную часть разреза закачивается объем рабочего агента, необходимый для восстановления давления до некоторой оптимальной величины, добывающие скважины на этот период остановлены.

Период капиллярно-гравитационной пропитки. После восстановления пластового давления скважины останавливают, добыча не осуществляется. Процесс капиллярного вытеснения нефти из матрицы усиливается за счет дополнительных градиентов давления, обеспечиваемых разностью гидростатических давлений нефти и воды, которые, учитывая высоту рифовой залежи, достигают значений в несколько атмосфер. Поскольку гравитационные силы превысят капиллярные, происходит процесс установления силового равновесия замкнутой системы. Вследствие данного явления нефть по открытым поровым каналам вытесняется из матрицы в трещины. Причем процесс вытеснения пластового флюида из породы продолжается до установления равновесия капиллярных и гравитационных сил. Поскольку эффективность данного процесса зависит от высоты блока матрицы и узнать значение этой величины можно только экспериментальным путем, то продолжительность периода капиллярно-гравитационной пропитки определяется на нескольких первых циклах.

Период отбора жидкости. Добывающие скважины вводят из планового простоя и осуществляют каптаж залежи до момента снижения давления в пласте до принятого граничного значения.

Таким образом, заявляемый способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи обводняющихся скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на уменьшение остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи. Способ предусматривает отбор пластового флюида через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Для этого добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи. Нагнетательные скважины располагают в подошвенной части залежи. Чередование периодов отбора пластового флюида и закачки рабочего агента осуществляют с временным разделением. Период закачки предусматривает остановку добывающих скважин. Период добычи предусматривает остановку нагнетательных скважин. Продолжительность циклов определяют исходя из расчета материального баланса, учитывающего изменение - уменьшение порового объема при восстановлении пластового давления и темп изменения порового объема. При заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижают ниже граничного. Нагнетание рабочего агента осуществляют в подошвенную часть разреза. После закачки рабочего агента осуществляют капиллярно-гравитационную пропитку. Затем при запуске добывающих скважин осуществляют отбор пластового флюида. 7 ил.

Способ разработки залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам, включающий отбор пластового флюида через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что добывающие скважины располагают в верхней прикровельной части залежи, нагнетательные скважины располагают в подошвенной части залежи, при этом чередование периодов отбора пластового флюида и закачки рабочего агента осуществляют с временным разделением, причем период закачки предусматривает остановку добывающих скважин, а период добычи предусматривает остановку нагнетательных скважин, продолжительность циклов определяют исходя из расчета материального баланса, учитывающего изменение - уменьшение порового объема при восстановлении пластового давления и темп изменения порового объема, согласно которому при заданных величинах отборов и закачки пластовое давление не снижают ниже граничного, при этом нагнетание рабочего агента осуществляют в подошвенную часть разреза, после закачки рабочего агента осуществляют капиллярно-гравитационную пропитку, а затем при запуске добывающих скважин осуществляют отбор пластового флюида.