Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения Российский патент 2017 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации нефтяной залежи.

Из уровня техники известен способ системной разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии (см. патент РФ №2209946, кл. Е21В 43/16; опубл. 10.08.2003). Способ включает закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин. Извлекают нефть с использованием одной или нескольких добывающих скважин. Фиксируют промысловые данные по работе каждой из скважин. При начале обводнения нефти в добывающих скважинах переходят на разработку залежи в циклическом режиме. При последующем увеличении обводнения нефти до 50-70% нагнетательные и/или добывающие скважины, по меньшей мере одну из них, выключают из работы. Фиксируют отклик залежи по ее площади и/или мощности увеличением количества и/или темпа извлечения нефти из добывающих скважин, снижением обводнения и/или газирования нефти на выключение скважин из работы и последующее их включение в работу. Выделяют зоны отклика залежи по площади. После этого в выделенных зонах отклика варьируют режимами циклической работы.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность эксплуатации нефтяной залежи и сложность осуществления способа, связанная с тем, что постоянно необходимо производить варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпы закачки вытесняющего агента. Кроме того, на соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.

Также известен способ разработки нефтяной залежи, при котором ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме (см. патент РФ №2481465, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.05.2013). Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток производят закачку рабочего агента без прекращения закачки. В добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.

Недостатком данного способа является его низкая эффективность, т.к. в данном способе при установке режима работы нагнетательных скважин не учитываются характеристики конкретной залежи (например, взаимосвязь упомянутых нагнетательных скважин в группе скважин на месторождении с добывающими скважинами, а также скорость восстановления давления в нагнетательных скважинах).

Задачей, решаемой настоящим изобретением, является обеспечение эффективной эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.

Упомянутая задача решается посредством способа эксплуатации нефтяной залежи с применением нестационарного (циклического) заводнения, при котором в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и осуществляют добычу нефти посредством группы добывающих скважин, причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом: для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину и задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин, для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине и задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.

Пульсирующий режим работы нагнетательных скважин создает благоприятные условия для увеличения гидро- и пьезопроводности пород-коллекторов. Подбор периода циклической работы скважины осуществляется на основе различных геолого-технических характеристик (состав пласта-коллектора, возможности КНС (кустовой насосной станции) и т.д.).

Стабильность объемов закачки и равные периоды циклов повышают колебания пластового давления ближе к зоне отбора, что позволяет повысить вытеснение нефти из матрицы породы в сторону добывающих скважин. Значительная высота волны, образованная за счет максимально возможного восстановления давления в нагнетательных скважинах, создает благоприятные условия для двойного воздействия на породу-коллектор: капиллярное вытеснение (в период остановки нагнетательных скважин) и активного вытеснения нефти по открытой пористости (в период работы нагнетательной скважины) в сторону добывающей скважины.

Таким образом, технический результат, достигаемый техническим решением, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяной залежи за счет предложенного режима нестационарного заводнения с организацией циклической работы скважины на основе фильтрационных волн давления, а именно в повышении нефтеотдачи и дебита добывающих скважин.

На сопроводительных чертежах:

Фиг. 1 показывает пример выбора времени работы (Т_р) нагнетательных скважин, где 1 - время работы и объем закачки влияющей нагнетательной скважины; 2-4 - давление на реагирующих добывающих скважинах;

Фиг. 2 показывает пример выбора времени простоя (Т_п) нагнетательных скважин по результатам кривой падения давления, причем на фиг. 2а изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №1, на фиг. 2б изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №2, на фиг. 2в изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №3;

Фиг. 3 показывает график периодической работы нагнетательной скважины, создающей фильтрационные волны давления.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для осуществления описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

Физическая сущность метода нестационарного заводнения заключается в периодическом повышении и снижении давления нагнетания рабочего агента, например воды. В период повышения происходит внедрение закачиваемой воды в низкопроницаемые зоны и интенсивное перераспределение жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки во время снижения пластового давления. В результате интенсифицируется выработка низкопроницаемых коллекторов.

Настоящее изобретение раскрывает следующий способ осуществления эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.

Добыча нефти производится группой добывающих скважин, работающих непрерывно. Периодическое (с периодом, равным времени рабочего цикла) повышение и понижение давления осуществляется путем пуска группы нагнетательных скважин на промежуток времени работы Т_р и последующего ее останова на промежуток времени простоя Т_п. Объем (скорость) закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины при этом определяют постоянным.

По группе скважин (определенного КНС, БГ (блок напорной гребенки)) проводят исследования кривой падения (восстановления) давления с целью определения максимального и минимального времени восстановления пластового давления по каждой нагнетательной скважине.

Периоды циклирования (время работы Т_р и простоя Т_п) при этом определяют следующим образом.

Время работы нагнетательных скважин определяют исходя из времени начала реагирования добывающих скважин на закачку, а именно - как среднее арифметическое времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину, что позволяет учесть особенности влияния нагнетательной скважины (время реагирования при определенных объемах и интенсивности закачки, в зависимости от удаления добывающей скважины от нагнетательной) на каждую добывающую скважину. Под временем начала реагирования определенной добывающей скважины на закачку через определенную нагнетающую скважину понимается время, за которое волна давления в пласте, инициированная в момент начала закачки через нагнетательную скважину, достигает добывающей скважины. Время начала реагирования может быть определено, например, с помощью исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания либо исходя из динамики работы добывающих скважин (в этом случае время реагирования определяется по зависимости изменения забойного давления, обводненности от изменения объемов закачки влияющей нагнетательной скважины).

Время простоя нагнетательных скважин выбирается таким образом, чтобы обеспечивались следующие условия:

а) За выбранное Т_п не должно происходить полного восстановления пластового давления на какой-либо нагнетательной скважине из группы скважин, что обеспечит перепад давления между зонами отбора и нагнетания, а следовательно, обеспечит непрерывное движение жидкости по пласту в сторону забоя добывающих скважин;

б) Выбранное Т_п должно обеспечивать максимальную амплитуду создаваемой волны, что обеспечит создание устойчивых волн до зон отбора.

Исходя из этого, для каждой скважины определяют время, за которое давление в скважине уменьшается (восстанавливается) на 65-75% от разности между достигнутым во время нагнетания давлением Р_нагн. и первоначальным статическим давлением Р_ст. на забое нагнетательной скважины. Затем среди всех скважин в группе нагнетательных скважин определяют минимальное время, за которое давление в скважине уменьшается на 65-75% от разности между Р_нагн. и Р_ст. и принимают его как время Т_п простоя группы нагнетательных скважины.

Примерный вариант осуществления:

Каждая из 3-х нагнетательных скважин оказывает влияние на 3 добывающие скважины. Выбирается циклический режим работы нагнетательной скважины, который бы позволил оценить ее влияние на добывающие скважины.

Сначала осуществляют закачку рабочего агента через одну нагнетательную скважину и получают значения T_p1, Т_р2, Т_р3 времени реагирования каждой добывающей скважины (Фиг. 1). Эта процедура проводится для всех нагнетательных скважин циклируемого участка. Затем по всем полученным значениям времен реагирования вычисляется среднее арифметическое значение, которое принимается в качестве времени работы Т_р нагнетательных скважин.

В случае, если фиксируется избыточное влияние какой-либо нагнетательной скважины в сторону определенной добывающей скважины, то для данной нагнетательной скважины время простоя увеличивается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В случае, если выбранное время работы нагнетательной скважины будет недостаточным для поддержания необходимого пластового давления на какой-либо добывающей скважине, иными словами - фиксируется недостаточное влияние нагнетательной скважины, то время простоя данной нагнетательной скважины уменьшается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В этом случае, время работы нагнетательных скважин необходимо менять поскважинно. При этом сам период цикла не изменяется. Кроме того, необходимо предусмотреть использование потокоотклоняющих технологий для данных нагнетательных скважин, для создания возможности циклирования режима работы нагнетательных скважин группами.

Далее по группе нагнетательных скважин проводят исследования кривых падения давления (Фиг. 2). По каждой скважине определяют время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает до значения Р_восст., причем давление Р_восст. меньше давления Р_нагн., достигнутого в скважине во время закачки рабочего агента, на 65-75% от разности между давлением Р_нагн. и первоначальным статическим давлением Р_ст. в нагнетательной скважине. В данном конкретном варианте осуществления Р_восст. меньше давления Р_нагн. на 70% от разности между давлением Р_нагн. и давлением Р_ст., т.е. Р_восст.=Р_нагн.-0,7(Р_нагн.-Р_ст.). Согласно полученным результатам Т_п2>Т_п1>Т_п3, следовательно, время простоя данной группы нагнетательных скважин должно быть не больше Т_п3. Таким образом, минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в скважине после прекращения закачки рабочего агента на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине принимается в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.

Приведенный выше вариант осуществления описан для случая, когда имеется 3 нагнетательных скважины и 3 добывающих скважины. Однако настоящее изобретение может применяться для произвольного числа нагнетательных и добывающих скважин на нефтяной залежи.

В том случае, если выбранный режим работы нагнетательных скважин (Т_р и Т_п) не позволяет эффективно разрабатывать участок (из-за недостаточного влияния на реагирующие скважины или обводнения добывающей скважины закачиваемой водой), то регулировка режима работы нагнетательных скважин группами (с помощью КНС, БГ) исключается и производится для каждой скважины индивидуально.

Это создает дополнительные трудности в организационном плане, когда необходимо одновременно остановить/запустить 5-10 скважин.

Для исключения данной проблемы рекомендуется устанавливать на место стандартной линейной задвижки нагнетательной скважины автоматические задвижки с электроприводом на дистанционном управлении, что позволит контролировать режим работы каждой скважины индивидуально с диспетчерского пульта.

Выбрав время работы и простоя скважин нагнетательного фонда, нагнетательные скважины запускаются в работу (Фиг. 3). За время циклирования необходимо следить за изменением давления в зоне отбора и обводненностью добываемой продукции, для исключения прорыва вод по промытым участкам коллектора.

Регулировку времени работы нагнетательных скважин производят с помощью КНС, БГ. Добывающие скважины работают непрерывно.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ эксплуатации нефтяной залежи посредством группы нагнетательных скважин и группы добывающих скважин, содержащий этапы, на которых:

в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и

осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин,

причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом:

для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину, и

задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин,

для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине, и

задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин,

при этом скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной.

2. Способ по п. 1, причем в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в скважине после прекращения закачки рабочего агента на 70% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что времена реагирования добывающих скважин на закачку рабочего агента через каждую нагнетательную скважину определяют путем исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания, а времена падения пластового давления нагнетательных скважин определяют методом снятия кривой падения давления.

4. Способ по любому из пп. 1-3, характеризующийся тем, что для нагнетательных скважин, имеющих избыточное или недостаточное для поддержания пластового давления скважины влияние на одну или несколько добывающих скважин, время простоя и время работы определяют индивидуально, но без изменения периода цикла, при этом:

при недостаточном влиянии увеличивают время работы нагнетательной скважины;

при избыточном влиянии увеличивают время простоя нагнетательной скважины.