Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле Советский патент 1992 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей в пластах монолитного строения с ухудшающейся проницаемостью к кроиле, имеющими подошвенную воду изначально или внедрившуюся при заводнении в процессе разработки.

Существующие технологии разработки залежей с подошвенной водой связаны с применением различных систем заводнения (внутриконтурное, приконтурное, закачка под RHK). с размещением добывающих

скважин по различным сеткам, варьирующих по плотности (ra/скв) в широком диапазоне в зависимости от особенностей строения нефтенасыщенной части пластового резервауара.

Применяются все известные площадные, и линейные системы разработки. Для регулирования процесса в условиях заводнения широко применяются различные методы изоляции притоков подошвенной воды. Как правило, разработку залежей с подошвенной водой осуществляют при нею о

ю

полном вскрытии в добывающих скважинах нефтенасыщенной толщины пласта. Степень вскрытия зависит от конкретных геоло- ro-промысловых условий, строения пластового резервуара, характера заполнения его нефтью и водой, фильтрационных свойств пласта-коллектора и других факторов. Скважины эксплуатируют с нарастающей во времени обводненностью до предела рентабельности.

Такая технология приводит в большинстве случаев к непродолжительному периоду безводной эксплуатации, быстрому обводнению скважин, достижению обводненности продукции, соответствующей пределу рентабельной эксплуатации при низкой степени выработэнности запасов нефти.

Для разработки залежей в пластах монолитного строения также применяют известные системы разработки. В зависимости от размеров залежи реализуют системы с законтурными и/или внутриконтурным заводнением. Крупные залежи разрабатывают, применяя внутриконтурное заводнение. Так, разработка высокопродуктивных залежей в пластах А В 4-5 и БВв Самотлорского месторождения осуществляется путем разрезания их на отдельные блоки в основном при рядных системах размещения добывающих скважин. Выработка запасов в отмеченных геолого-промысловых, условиях осложняется тем, что, в силу проявления гравитационного фактора, вода опережающе поступает в подошвенную часть пласта, вследствие чего изначально чисто нефтяная зона залежи преобразуется в водонефтя- ную. Причем в пластах, характеризующихся ухудшением проницаемости в направлении к кровле, это происходит более интенсивно. Поверхность водонефтяного раздела при этом приобретает сложную форму; отметки внешнего контура нефтеносности оказываются выше отметок внутреннего контура. Такую же форму (выпуклую в направлении к подошве пласта) приобретает водонефтя- ной контакт и при разработке залежей, имеющих подошвенную воду изначально, что Зафиксировано во многих блоках разработки в пределах водонефтяных зон пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения.

В отмеченных геолого-промысловых условиях закачиваемая вода обтекает запасы, локализованные в зйнахухудшенной проницаемости, и.снижает эффективность фронтального воздействия. Вытеснение нефти таким образом, происходит как за счет напора закачиваемых, так и подошвенных вод. Сложность разработки в этих условиях обусловливается быстрыми прорывами подошвенной воды к забоям добывающих скважин и блокированию нефти на участках между скважинами. Водонефтяной раздел хотя и приобретает сложную форму, не перемещаясь в вертикальном направлении, обусловливает, тем не менее, определенную последовательность в обводнении скважин.

В рядных системах в первую очередь

0 обводняются скважины внешних рядов и они обычно первыми достигают предельной обводненности. Затем по мере продвижения закачиваемой воды и подъема водонефтяного контакта, указанного предела

5 обводнения достигают скважины второго и последующих рядов. В связи с интенсивным обводнением добывающих скважин подошвенными водами проводят работы по ограничению водопритоков. Скважины для

0 этого в известном способе разработки выбирают, руководствуясь различными критериями и целевой направленностью. При этом скважины, в которых проводят ре- монтнр-изоляционные работы (РИР), не

5 связаны общностью особенностей процесса заводнения пласта и выработки запасов нефти. Более того, они подчас и находятся в разных частях залежи. В известном способе, таким образом, объектом регу0 лирования являются скважины, а не разрабатываемая залежь.

Недостатками известного способа является то, что выбор скважин для регулирования процесса разработки не увязывается с

5 общим характером заводнения залежи и обводнения скважин. В известном способе обеспечивается улучшение процесса лишь по отдельным зонам дренирования, находящимся иногда в различных частях залежи.

0 Управление же разработкой залежи на базе учета общей тенденции процесса ее заводнения не обеспечивается. А это приводит к неравномерному заводнению пласта, снижает эффективность воздействия и полноту

5 выработки запасов нефти.

Цель изобретения - повышение текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения, активности воздействия на нефтесодержащую часть пласта отключениQ ем в добывающих и нагнетательных скважинах выработанной его части, а также сокращение объема попутно добываемой и закачиваемой воды.

Поставленная цель достигается тем, что

g в способе разработки нефтяной залежи с подошвенной водой в монолитном пласте с ухудшающейся проницаемостью к кровле, включающем ее эксплуатацию рядными системами, перфорацию добывающих скважин зыше водонефтяного контакта, отбор

через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю за перемещением водонефтяного контакта, проведение работ по изоляции водоприто- 5 ков в добывающих скважинах, перенос фронта закачки воды из одного ряда в другой проводят геофизические исследования, выделяя в разрезах скважин все прослои непроницаемых пород, строят карты .рас- 10 просторанения каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта и при достижении проектной степени выработки запасов в заводненной части пласта проводят изоляционные работы сначала в 15 добывающих скважинах первых рядов, затем по мере подъема водонефтяного контакта в добывающих скважинах второго и последующего рядов в направлении к центру, причем изоляционные работы в добыва- 20 ющих скажинах. проводят созданием изоляционных экранов под непроницаемыми прослоями.

В предлагаемом способе регулирование выработки запасов системой 25 добывающих скважин (рядами) в последовательности, определяемой характером перемещения водонефтяного раздела, выражается в проведении работ по установке водоизолирующих экранов и заливке за- 30 водненных толщин сначала в скважинах внешних рядов, в которых обеспечена проектная полнота выработки заводненного разреза вблизи текущего положения ВНК с привязкой экранов даже к маломощным 35 прослоям непроницаемых пород, затем по мере выработки запасов и продвижения ВНК - в скважинах вторых и последующих рядов по мере удаления их от линии нагнетания. 40

Такой подход позволяет обеспечить более равномерное заводнение как по площади, так и по толщине пласта, согласующееся с общей тенденцией подъема ВНК в ходе разработки залежи и обеспечить за счет это- 45 го более полную выработку запасов нефти из залежи, снизить объем добываемой жидкости, а также сократить объем закачиваемой воды и обеспечить большую концентрацию запасов на завершающем Q этапе разработки в зоне центрального стягивающего ряда и большие накопленные отборы нефти по залежи или участку.

На заключительном этапе разработки при приближении фронта нагнетания, в том ее исле и при переносе линии нагнетания в ряды, смежные со стягивающим рядом, в кважинах нагнетательных рядов заливают е же интервалы толщин, что и в скважинах тягивающего ряда. В оставшуюся незалитой часть пласта закачивают воду. Это позволяет обеспечить более направленное воздействие и более полное вытеснение запасов центральной части участка.

На фиг. 1 показана нефтяная залежь в монолитном пласте, профильный разрез; на фиг. 1,6 - положение водонефтяного раздела на заключительном этапе разработки; на фиг. 2 - зависимость текущей обводненности от логарифма накопленного отбора жидкости; на фиг, 3 - то же, по остальным скважинам.

На фиг. 1 обозначены: 1 - кровля пласта, 2 - подошва, 3 - начальное положение водонефтяного контакта, 4 -, добывающие скважины, 5 - нагнетательные, 6 - первоначальные интервалы перфорации в добывающих и нагнетательных скважинах, 7 - прослои непроницаемых пород, 8 - водо- изолирующие экраны, 9 - заводненные в процессе выработки запасов и изолированные (перекрытые) интервалы разреза, 10 - повторно вскрытые перфорацией интервалы разреза, 11 - текущее положение водонефтяного раздела на момент времени ti, 12 - положение раздела нефть - вода на момент времени t2.

Способ осуществляют следующим образом.

В,добывающих 4 и нагнетательных 5 скважинах проводят комплекс геофизических исследований. По материалам геофизических исследований выделяют прослои непроницаемых пород 7. Проводят корреляцию разрезов скважин. Строят карты распределения каждого непроницаемого прослоя. Осуществляют перфорацию скважин. Добывающие скважины перфорируют выше начального положения ВНК 3. Интервалы перфорации формируют с учетом непроницаемых прослоев, при этом учитывают и характер их распространения. Производят закачку воды через нагнетательные скважины, а отбор пластовых флюидов - через добывающие. В процессе разработки залежи контролируют перемещение водонефтяного контакта известным методом, путем закачки в скважину растворов различной минерализации. В качестве дополнительной информации используют данные импульсного нейтрон-нейтронного каротажа неперфорированных скважин, материалы БКЗ вновь пробуренных скважин и результаты потокометрии эксплуатируемых скважин.

Выявленное по материалам исследований положение водонефтяного контакта к моменту достижения скважинами внешнего ряда предельной или близкой к этому значению обводненности с учетом положения в

разрезе непроницаемых прослоев является основанием для выбора интервала и установки водоизолирующих экранов. В скважинах, достигших указанной степени обводненности, экран 8 устанавливают под непроницаемым прослоем 7 при подходе к нему водонефтяного контакта 11. По возможности выбирают прослои с относительно большей площадью распространения. После проведения изоляционных работ перфорируют нефтенасыщенные толщины 10 выше созданного экрана 9 и осуществляют эксплуатацию скважин. По мере подъема водонефтяного контакта и достижения предельной или близкой к этому значению обводненности скважинами второго ряда в них проводят аналогичные работы. Определяют положение ВНК и производят установку экранов под непроницаемым прослоем при подходе к нему водонефтяного контакта 12.

На фиг. 1,6 показано положение водонефтяного раздела на заключительном этапе разработки. Закачку осуществляют в ряды скважин, смежные со стягивающим рядом. В скважинах, через которые осуществляют закачку воды, заливают те же ин- .тервалы, что и в скважинах стягивающего ряда 9. Закачка воды и отбор нефти осуществляется, таким образом, из одноименных интервалов пласта, Такой подход обеспечивает направленное воздействие, а также более эффективное и полное вытеснение нефти.

Предлагаемый способ опробован при разработке пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения.

Пласт АВФ5 характеризуется монолитным строением с включением прослоев непроницаемых пород, представленных глинами и уплотненными разностями. На отдельных участках глинистые прослои практически отсутствуют, и а разрезах отмечаются лишь маломощные различной степени выдержанности прослои уплотненных разностей. Залежь изначально характеризовалась наличием подошвенной воды.

Средняя начальная нефтенасыщенная толщина пласта порядка 19м, средняя проницаемость 800 мкм . Объект характеризуется высокой продуктивностью. Разработка его осуществляется по блоковой системе. Ширина блоков 4 км. Первоначально было запроектировано пятирядное размещение скважин при расстояниях между скважинами в рядах 750 м и между рядами 650 м; В дальнейшем в зонах низкой продуктивности были пробурены дополнительные ряды добывающих скважин и сокращено расстояние между скважинами в рядах.

Эксперимент по опробованию способа проведен на южном участке 4 блока разработки. Площадь участка 4x4 км. С четырех сторон он ограничен рядами нагнетательны х скважин, представляя таким образом элемент блочно-замкнутой системы.

На участке размещено 78 добывающих скважин. Состояние разработки участка на дату начала реализации способа (1.04,88 г.)

0 характеризуют следующие показатели: среднесуточная добыча жидкости 57,3 тыс.т; среднесуточная добыча нефти 8,0 тыс.т; обводненность продукции 86,04%; текущая нефтеотдача 38,0%; обвод5 ненность продукции скважин внешних рядов 94-96%.

Отработка технологии проведена предлагаемым способом. В добывающих скважинах, достигших высокой степени

0 обводненности (порядка 92% и выше), оценивалось положение водонефтяного контакта и значения остаточных нефтенасы- щенных толщин. С учетом положения в разрезе непроницаемых прослоев создавался

5 экран с последующей заливкой заводненной части разреза. После этого перфорировали пласт выше интервала установки экрана, и скважина вводилась в эксплуатацию.

0 За два года (II кв. 1988 - I кв. 1990 г.) работы по регулированию выработки запасов выполнены, на 23 скважинах. В том числе по 9 скважинам в 1988 году и 14 скважинам в 1989 году.

5 В результате проведенных работ существенно снизилась обводненность продукции и уменьшились дебиты жидкости. По фактическим промысловым материалам проведена оценка результирующего техно0 логического эффекта, учитывающая влияние каждого из отмеченных факторов; Использован метод характеристик вытеснения, а именно зависимость вида Д f (In 2 Ож), где Р - обводненность продукции, %: 20Ж 5 накопленный отбор жидкости по группе скважин с начала их эксплуатации.

Зависимость текущей обводненности от логарифма накопленного отбора жидкости представлена на фиг. 2. Величина обводнен0 ности изображены точками с интервалом в

1 мес. Линия I-I в интервале до начала работ

по опробованию способа проведена как на. иболее вероятная средняя по фактическим

значениям обводненности. Ее продолжение

5 (экстраполяция) выполнено с учетом сложившейся тенденции поведения обводненности в предположении отсутствия активного воздействия в части ограничения отбора жидкости из сильно обводненных скважин. Из графика фиг. 2 можно видеть,

что с момента начала проведений указанных работ обводненность продукции этой группы скважин участка стала ниже, чем отмечено в ряде предыдущих месяцев.

Численная оценка технологической эффективности проведена по трем направлениям, а именно: определение дополнительной добычи нефти, сокращение объема попутно извлекаемой воды и снижение потребности в объемах закачиваемой воды.

Величина дополнительной добычи нефти с момента начала реализации технологии определена как разность между фактической добычей нефти и возможной при условии сохранения темпа отбора жидкости на начало реализации способа при значениях обводненности, вычисляемых по экстраполяционной (базовой) линии, параметры которой определены равными Е 8518,5; ст 1.040.

Результаты расчетов и показатели (НГДУ Самотлорнефть объект AB/i-s) представлены в табл. 1. В соответствии с данными этой таблицы фактическая добыча нефти за два года составила 1020,7 тыс.т при отборе жидкости 12669,2 тыс.т с обводненностью 91,9%, тогда как по известному способу добыча нефти составила 805.3 тыс.т; отбор жидкости 17573.3 тыс.т; средняя обводненность 95,4%. Таким образом, в течение двухлетнего периода регулирования выработки запасов с ограничением отбора еоды по предлагаемому способу обеспечено превышение добычи нефти на 215,4 тыс.т при одновременном сокращении отбора воды на 5120 тыс.т и снижении объема закачиваемой воды примерно на 5 млн.м .

Для подтверждения эффективности предлагаемой технологии приведена зависимость (фиг. 3),аналогичная ранее предложенной (фиг. 2) по остальным 55 скважинам этого же участка, по которым регулирование отборов не проводилось. Можно видеть, что это зависимость с монотонно возрастающей обводненностью без каких-либо существенных отклонений от базовой линии II-II.

Проведенный анализ влияния регулируемого извлечения нефти с предварительным изучением характера выработки запасов и обоснованием на этой основе мест положения водоизолирующих экранов показал, что реализация мероприятий предлагаемой технологии создает благоприятные предпосылки для повышения нефтеотдачи. На примере рассмотренного участка прирост нефтеотдачи за счет проведенных в 1988-1989 г.г. мероприятий при

прочих равных условиях оценивается равным в 15% по отношению к варианту разработки без регулирования выработки запасов,

5Расчет экономической эффективности

проведен исходя из учета следующих факторов: дополнительная прибыль, обусловленная дополнительной добычей нефти; экономия эксплуатационных затрат в связи 0 с сокращением объема попутно добываемой воды; экономия эксплуатационных затрат в связи с сокращением объема закачки.

Экономические нормативы и необходимые для расчета технологические показате- 5 ли следующие:

Количество скважин, в которых установлены экраны23

Добыча нефти за счет способа, т.т.215,4

0 Уменьшение объема попутно добываемой воды, т.т. 5120,0 Уменьшение закачки воды, т.м 5000,0 Затраты на подъем жидкости, руб./т0,35 5 Затраты на закачку воды, руб./м3 0,3 Себестоимость добычи 1 т известным способом, руб./т 15.557 Цена 1 т нефти, руб./т . 23,0 Стоимость одной сква0 жинорперации, тыс.руб.50,0

Отчисления на ГРР, руб./т3,3

В табл. 2 приведен расчет сводного хозрасчетного эффекта от внедрения предлагаемого способа разработки залежей с 5 подошвенной водой.

Расчет себестоимости добычи 1 т нефти при реализации способа

( 15 : 557 х 18496,429 + 3310,4 )-1792,0-1500 4018711,829

15.379 .

Экономический эффект от внедрения 45 предлагаемого способа разработки, выражающийся в приросте прибыли, составит:

Эф (П- С2)х (П - Ci)x Ai

50

- (23-.15.379) х 18711.929- -(23 - 15,557) х 18496,429 ,9 тыс.руб.,

где П - цена 1 т нефти, руб.;

Ci и С2 - себестоимость 1 т нефти соответственно до и после применения предлагаемого способа, руб./т;

Ai и Аа - добыча нефти соответственно известным и предлагаемым способом, тыс.т.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой и ухудшающейся проницаемостью к кровле, включающий разработку ее рядными системами скважин, перфорацию добывающих скважин выше водонефтяного контакта, отбор через них продукции, закачку воды через нагнетательные скважины, проведение геофизических исследований по контролю за перемещением водонефтяного контакта, проведение работ по изоляции водопритоков в добывающих скв.ажинах, перенос фронта закачки воды из одного ряда скважин в другой, отличающийся тем, что, с целью повышения текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения эффективности воздействия на нефтесодержащую часть пласта, а также сокращения объема попутно добываемой и закачиваемой воды, проводят

геофизические исследования, выделяя в разрезах скважин все прослои непроницаемых пород, строят карты распространения каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта и по достижении проектной степени выработки запасов в заводняемой части пласта проводят изоляционные работы сначала в добывающих скважинах первых рядов, затем по мере

подъема водонефтяного контакта в добывающих скважинах второго и последующих рядов в направлении к центру, причем изоляционные работы в добывающих скважинах проводят созданием изоляционных

экранов под непроницаемыми прослоями и последующей перфорацией скважины выше созданного экрана.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, с целью улучшения выработки центральной части залежи на заключительном этапе разргбтки, при приближении фронта нагнетания к центральному ряду добывающих скважин проводят изоляцию одноименных выработанных прослоев как вдобывэющих, так и в нагнетательных скважинах.

;

/Таблица

Таблица 2

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей, имеюш- х подошвенную воду. Цель изобретения - повышение текущей и конечной нефтеотдачи за счет повышения эффективности воздействия на нефтесодержащую часть пласта, а также сокращение объема попутно добываемой и закачиваемой воды. Для этого разработку залежи ведут рядными системами скважин. В разрезах скважин выделяют все непроницаемые прослог., строят карты распространения каждого из них, контролируют перемещение водонефтяного контакта в добывающих скважинах, создают изоляционные экраны под непроницаемыми прослоями при подходе к нему водонефтяного контакта, после чего перфорируют скважину выше созданного экрана. Операции повторяют до полной выработки запасов. Изоляционные работы проводят сначала в скважинах первого ряда и по мере подъема ВНК в скважинах второго и последующих рядов по мере приближения к центру залежи. На заключительной стадии разработки при приближении фронта нагнетания к центральному ряду проводят изоляцию одноименных выработанных прослоев, как в добывающих, так и нагнетательных скважинах. 1з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл, СП С

Показатели

Добыча нефти в т.ч. дополтельная добыча за счет внрения технологии, тыс„т

Себестоимость добычи 1 т нефти, руб/т

Условно-переменная часть затрат в себестоимости добычи нефти, руб/т

Эксплуатационные расходы, тыс.руб., всего

В т.ч. дополнительные эксплуатационные затраты, тыс о руб., всего

Отчисление на ГРР, тыс.руб0

Связанные с подготовкой и добычей дополнительно добытой нефти, тысоруб

Стоимость обработок скважин

Экономия в эксплуатационн затратах в связи с сокращением объема добычи воды

Экономия в эксплуатационн затратах в связи с сокращением объема закачки

До внедре- I После внедренияIния

18496,429

18711,829

15,557

15,379

290476,98

6,73 293787,38

3310,4

710,8 3,,4

1449,6 6,

1150,0 .

1792,0 0,

1500,0 0,3x5000