СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 2018 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к области разработки продуктивных коллекторов нефтегазовой залежи, а именно к способам интенсификации добычи нефтепродуктов путем вытеснения их водой.

Известны способы повышения нефтеотдачи добывающих скважин методом стационарного заводнения продуктивных коллекторов с закачкой в них пресной или минерализованной воды через систему трубопроводов, подключенных к нагнетательным скважинам, (Р.Х. Муслимов. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. // Казань, КГУ, 2003 г.).

Закачка воды обеспечивает не только вытеснение нефти к забоям добывающих скважин, но и поддерживает на необходимом уровне пластовое давление нефтенасыщенных коллекторов, компенсируя количество отобранной нефти соответствующим объемом закаченной воды.

По мере выработки запасов нефти на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений, сопровождаемой значительным ростом обводненности добываемой продукциии, эффективность технологии стационарного заводнения постепенно снижается, особенно в коллекторах со сложным геологическим строением: трещиноватых, многослойных, анизотропных по проницаемости вдоль и поперек напластования, линзовидных, с литологическим замещением и т.д. (В.Е. Гавура. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. // М., ВНИИОЭНГ, 1995 г.).

Для повышения эффективности методов заводнения для добычи трудноизвлекаемых запасов на поздней стадии эксплуатации применяют способ заводнения с нестационарной или циклической закачкой воды в нагнетательные скважины (Г.А. Атанов, А.А. Боксерман, М.Л. Сургучев. / К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов. // М., Нефтяное хозяйство, №1, 1973 г.).

При этом варианте нестационарного заводнения максимально используется возможность накопленного запаса упругой энергии пласта во время закачки воды. В этом случае движение пластовой жидкости происходит не только по установившимся направлениям гидродинамических связей в пласте, но и за счет притока нефти из ранее недренируемых зон пласта. Это позволяет подключать в разработку низкопроницаемые участки пласта. Особенность этого метода состоит в том, что во время работы добывающих скважин закачка воды в нагнетательные скважины полностью отсутствует, что исключает передачу давления на объект разработки даже через зоны слияния отдельных пластов и пропластков.

(http://studopedia.ru/17_161610_nestatsionarnoe-tsiklicheskoe-zavodnenie.html)

Из уровня техники известен способ системной разработки нефтяной залежи на ранней стадии (патент РФ №2209946, кл. E21B 43/16; опубл. 10.08.2003). Способ включает закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин, а извлекают нефть с использованием одной или нескольких добывающих скважин. При этом 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, и снижение обводнения и/или газирования нефти на выключение скважин из работы с последующим включением их в работу. Выделяют зоны отклика залежи по площади и после этого в выделенных зонах отклика варьируют режимы циклической работы (выбран в качестве прототипа).

Известный способ предусматривает сначала стационарную закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин, а после увеличения обводненности используют циклическое воздействие.

Установлено, что при длительном применении циклического заводнения, эффективность этой технологии постепенно снижается в связи с тем, что циклический режим не обеспечивает полной компенсации объема отобранной нефти объемом закачиваемой воды из-за перерывов в закачке, что приводит к необратимому снижению пластового давления продуктивных коллекторов, и как следствие - к падению их продуктивности (Я.М. Зайдель, Б.И. Леви. Об эффективности циклического воздействия не неоднородные пласты. // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, вып. 33, 1977 г.).

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи добывающих скважин методом заводнения продуктивных коллекторов за счет одновременного использования стационарной закачки вытесняющего агента с циклическим режимом воздействия на залежь, учитывающим релаксационные процессы, протекающие в продуктивных пластах горных пород разного литотипа под воздействием изменения периодического перепада давления при циклической закачке в них вытесняющего агента.

Указанная задача решается тем, что в способе заводнения продуктивных коллекторов нефтегазовой залежи на поздней стадии эксплуатации, включающем стационарную закачку вытесняющего агента (воды) с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин, извлечение нефти с использованием одной или нескольких добывающих скважин, осуществляют фиксацию промысловых данных по работе каждой из скважин, определяющих начало ввода циклического режима закачки воды при увеличении обводненности продукции, в отличие от известного, циклический режим закачки воды вводят, не прекращая режим стационарной закачки, при этом верхний предел длительности периода цикла закачки определяют по формуле:

а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют, исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачке определяют исходя из выражения:

где:

Т^цикл. - длительность периода цикла закачки, сек,

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м,

χ - коэффициент пъезопроводности продуктивного пласта, см²/сек,

δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, рад,

ε - гидропроводность пласт, Дсм/сП,

q_max - максимальная амплитуда дебита нефти, см³/сек,

Р_опт. - оптимальная амплитуда давления при циклической закачке, МПа.

Начало ввода циклического режима закачки воды в нагнетательных скважинах определяют по увеличению уровня обводненности продукции от 80% и выше.

Фиг. 1 в упрощенной форме иллюстрирует стационарный режим заводнения, который характеризуется стабильностью условного давления закачки - Р^стац. воды в нагнетательных скважинах во времени - τ, при этом суммарные объемы воды как помесячный, так и годовой должны соответствовать помесячным и, соответственно, годовым накопленным отборам нефти на данном участке месторождения.

Фиг. 2 в упрощенной форме иллюстрирует циклический режим закачки воды в нагнетательных скважинах, который характеризуется изменением условного давления закачки Р^цикл.. во времени - τ.

Обычно применяются одинаковые по времени циклы закачки и простоя режима нагнетания с периодом - Т^цикл., который может устанавливаться от одного до трех мес.и более. Причем, на практике не всегда продолжительность этих циклов определяется физико-механическими и фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов, что приводит к недокомпенсации отбора нефти закачкой воды, и как следствие, - к снижению пластового давления и падению продуктивности скважин с одновременным ростом их обводненности.

Фиг. 3 в упрощенной форме иллюстрирует «комбинированный» режим заводнения, который характеризуется изменением давления циклической закачки Р^опт., накладываемого на постоянную составляющую Р^стац., во времени - τ.

Применение «комбинированного» режима закачки подразумевает, что стационарная составляющая Р^стац. давления закачки обеспечивает направленное вытеснение нефти из заводненного пласта к забоям добывающих скважин за счет поддержания стабильной разности давления между пластовым - вблизи нагнетательной (очаговой) скважины и забойным - вблизи добывающей (реагирующей) скважины, а также за счет гидрофильных свойств нагнетаемой воды в нефтесодержащий коллектор.

Изменение давления Р_опт. как циклической составляющей при «комбинированном» режиме, обеспечивается выбором ее периода т^цикл., таким образом, чтобы он был не меньше длительности протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки.

Реализацию предлагаемого способа можно, например, осуществить с помощью известных гидравлических вибраторов золотникового (ГВЗ-108) или шиберного типа (ВШГ-85), работа и конструкция которых описаны в статье С.М. Газиев. Исследование вибрации в добыче нефти., М. Недра, 1977 г. стр. 143-147), либо с помощью иных гидровибраторов управляемого типа.

Технологическая эффективность гидравлических вибраторов в нагнетательных скважинах подтверждена на основании их широкого производственного опробования (М.Н. Галлямов, P.M. Нургалеев и др. Исследование воздействия виброударных волн на призабойную зону эксплуатационных и нагнетательных скважин. // Нефтяное хоз-во, №8, М, 1970 г. стр. 46-49) и (С.М. Гадиев, Н.А. Веклич, P.M. Нургалеев и др. Исследование гидравлических золотниковых вибраторов для обработки скважин // Нефтяное хоз-во, №2, М, 1972 г. стр. 42-46).

Гидравлический вибратор устанавливается с помощью НКТ в призабойной зоне нагнетательной скважины. Для создания с его помощью импульсного воздействия на призабойную зону пласта, в него по насосно-компрессорным трубам (НКТ) подается рабочая жидкость (вода), под действием которой золотник вибратора, например ГВЗ-108, начинает вращаться, периодически открывая и закрывая выкидные каналы, создавая тем самым периодическое изменение давления в нагнетательной скважине. Подача рабочей жидкости обычно осуществляется двумя насосными агрегатами, приводимыми в действие электродвигателями. Насосная группа агрегатов снабжена 5-скоростным редуктором для изменения их производительности, а в скважине устанавливается манометр для контроля за изменением давления в межтрубном пространстве.

Заявляемый способ «комбинированного» режима закачки осуществляется следующим образом.

Нефтегазовую залежь разрабатывают в стационарном режиме с применением широко известных технологических приемов, обеспечивающих заданный режим вытеснения нефти (vseonefti.ru/upstream/nestacionarnoe-zavodnenie.html).

При увеличении обводнения добываемой продукции в добывающих (реагирующих) скважинах от 80% и более, которую устанавливают на основании мониторинга промысловых данных за работой каждой из этих скважин, (регистрируют забойные давления в каждой из нагнетательных и добывающих скважинах, а также дебиты добывающих скважин, и приемистость нагнетательных скважин, снимают кривые восстановления давления в скважинах, показатели содержания нефти и воды), а затем не прекращая стационарный режим закачки воды, вводят режим циклической закачки. Циклический режим закачки осуществляют с помощью гидравлических вибраторов, установленных в призабойной зоне нагнетательных скважин, управление режимом которых производят при помощи изменения расхода воды, подаваемой через них с поверхности по НКТ, и режим работы которых определяют исходя из условий, что верхний предел длительности периода цикла закачки определяется по формуле:

а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачки определяют, исходя из выражения:

Согласно выражения (1) для определения верхнего предела Т^цикл - длительности периода цикла закачки необходимо знать расстояние от нагнетательной скважины до добывающей - R, определить по общепринятой методике коэффициент пъезопроводности продуктивного пласта - χ.

δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, при расчетах из-за его незначительной величины, обычно не учитывают.

Нижний предел Т^цикл - длительности периода цикла закачки определяется, принимая во внимание данные по времени протекания релаксационных процессов в разных по литотипу горных породах. Так, время протекания релаксационных процессов под влиянием переменных напряжений, возникающих в поровом пространстве скелета горной породы при циклической закачке воды в спадах между закачками, для аргелитов составляет 15 мин, для известняков-20 мин, для глин - 30 мин и т.д. (В.М. Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970 г.).

Таким образом, согласно заявленного условия: нижний предел Т^цикл. - длительности периода цикла закачки, увеличивают в два раза, и который соответственно для аргелитов составит - 30 мин, для известяков - 40 мин, для глин - 60 мин.

Верхний предел ограничивают расчетным значением Т^цикл. по формуле(1).

Оптимальную амплитуду давления Р_опт. циклической закачки при «комбинированном» режиме заводнения определяют, исходя из выражения (2), для чего измеряют методом гидропрослушивания гидропроводность пласта - ε между нагнетательной и добывающей скважинами, а также, устанавливают по промысловым данным по работе каждой из скважин максимальную величину дебита нефти на выходе из добывающей скважины - q_max, при изменении амплитуды давления при «комбинированном» режиме.

На Фиг. 3 показано, что при «комбинированном» режиме заводнения, на постоянную составляющую Р^стац - давления закачки воды при стационарном режиме, накладывается импульсно-периодический режим, обеспечиваемый изменением давления циклической закачки Р^опт., во времени - τ.

Изменение давления циклической закачки Р^опт в импульсно-периодическом режиме с расчетным периодом Т^цикл. и амплитудой Р^опт обеспечивается использованием любых известных, либо специально для этих целей разработанных гидравлических вибраторов.

Таким образом, для повышения нефтеотдачи добывающих скважин методом заводнения продуктивных коллекторов при обеспечении полной компенсации объема отобранной через добывающие скважины нефти объемом закаченной через нагнетательные скважины воды, а также для повышения ее вытесняюще-отмывающих свойств при добыче трудно извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки, предлагается применять «комбинированный» режим закачки, представляющий собой сочетание стационарного режима заводнения, обеспечивающего компенсацию отбора нефти закачкой воды, и циклического режима, обеспечивающего импульсно-периодическое воздействие с целью создания переменного градиента давления в продуктивном пласте между водо- и нефтенасыщенными участками с разной проницаемостью, что повышает отмывающе-вытесняющие свойства воды, и приводит к снижению обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к области добычи продукции из буровых скважин, а именно к способам усиленной добычи углеводородов методом циклического вытеснения водой. Решаемая задача заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин за счет одновременного использования стационарной закачки вытесняющего агента с циклическим режимом воздействия. Способ включает стационарную закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, извлечение нефти из добывающих скважин, фиксацию промысловых данных по работе каждой из скважин, определяющих начало ввода циклического режима закачки вытесняющего агента при увеличении обводненности продукции, при этом циклический режим закачки вводят, не прекращая режим стационарной закачки, верхний предел длительности периода цикла закачки определяют по формуле:

,

а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют, исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачке определяют исходя из выражения: ,

где Т^цикл. - длительность периода цикла закачки, сек, R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м, χ - коэффициент пьезопроводности продуктивного пласта, см²/сек, δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, рад, ε - гидропроводность пласта, Дсм/сП, q_max - максимальная амплитуда дебита нефти, см³/сек, Р_опт. - оптимальная амплитуда давления при циклической закачке, МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ заводнения продуктивных коллекторов нефтегазовой залежи на поздней стадии эксплуатации, включающий стационарную закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин, извлечение нефти с использованием одной или нескольких добывающих скважин, фиксацию промысловых данных по работе каждой из скважин, определяющих начало ввода циклического режима закачки вытесняющего агента при увеличении обводненности продукции, отличающийся тем, что циклический режим закачки вводят, не прекращая режим стационарной закачки, при этом верхний предел длительности периода цикла закачки определяют по формуле:

а нижний предел длительности периода цикла закачки определяют исходя из удвоенного времени протекания релаксационных процессов, происходящих в продуктивных пластах горной породы разного литотипа на спадах циклической закачки, при этом оптимальную амплитуду давления при циклической закачке определяют исходя из выражения:

где Т^цикл. - длительность периода цикла закачки, сек,

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м,

χ - коэффициент пьезопроводности продуктивного пласта, см²/сек,

δ - сдвиг по фазе между оптимумом амплитуды закачки в нагнетательной скважине и максимумом амплитуды добычи в добывающей скважине, рад,

ε - гидропроводность пласта, Дсм/сП,

q_max - максимальная амплитуда дебита нефти, см³/сек,

Р_опт. - оптимальная амплитуда давления при циклической закачке, МПа.

2. Способ заводнения продуктивных коллекторов нефтегазовой залежи на поздней стадии эксплуатации, по п. 1, отличающийся тем, что начало ввода циклического режима закачки воды в нагнетательных скважинах определяют по увеличению уровня обводненности продукции от 80% и выше.