Результат интеллектуальной деятельности: Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней.

Известен способ эксплуатации скважины (патент RU №2527422, МПК E21B 43/12, E21B 43/14, E21B 43/32, опубл. 27.08.2014, Бюл. №24), расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержащий этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулирование скорости содержит этапы, на которых: измеряют значения вязкости продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, и проницаемости и мощности нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта; выбирают скорость отбора продукции и оборудование для отбора продукции с учетом следующего соотношения:

,

где Q1 и Q2 - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, μ1 и μ2 - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, k1 и k2 - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, и h1 и h2 - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, если скважина содержит по меньшей мере две колонны, и отбор продукции из нефтесодержащей части пласта выполняют с помощью колонн, отличных от тех колонн, с помощью которых выполняют отбор продукции из водосодержащей части пласта.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пределах одного пласта и из одной скважины, сложность реализации из-за необходимости переноса пакера при изменении уровня водонефтяного контакта (ВНК) и необходимости контроля за проницаемостью пласта и вязкостью продукции, добываемой из разных горизонтов.

Способ оптимизации добычи из законченных скважин в продуктивном пласте (патент RU №2274747, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2006, Бюл. №11), имеющих множество перфорированных интервалов скважины, посредством анализа имеющихся данных о добыче и данных геофизических исследований в эксплуатируемой скважине, обеспечивающий процедуру количественного анализа характеристик пласта и трещин с использованием данных о смешанном пласте, содержащий этапы, при которых:

а) осуществляют измерение значений давления для заранее заданных зон в пласте;

б) осуществляют выбор процедуры вычисления профиля распределения давления;

в) вычисляют значения давления в средней зоне ствола скважины с использованием процедуры вычисления профиля распределения давления;

г) осуществляют сравнение вычисленных значений давления в средней зоне ствола скважины с измеренными значениями давления;

д) осуществляют построение модели давления пластовых флюидов у забоя скважины на основе процедуры вычисления профиля распределения;

е) осуществляют сравнение вычисленных значений давления с данными о предыстории протекания процесса; и

ж) осуществляют определение и выбор процесса повторного закачивания скважины для получения максимального объема добычи в каждой зоне.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости проведения расчетов с последующей сверкой с практическими данными и снижение эффективности со временем из-за отсутствия постоянного контроля изменения параметров пласта и его продукции.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008, Бюл. №7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за необходимости восстановления пластового давления в добывающих скважинах до начального значения со снижением обводненности продукции, что на многих месторождения без повышения обводненности продукции не возможно, снижение эффективности со временем из-за отсутствия контроля за параметрами пластов в реальном времени с изменением режимов добычи и/или закачки по пластам.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды.

Новым является то, что при наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной, причем добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.

Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины 1 и 2, закачку воды через нагнетательные скважины (не показаны), замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин 1, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин 1, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, разделенными перемычкой 5 определяют соотношение давлений каждого из пластов 3 и 4, при котором продукция нефтяного пласта 4 как минимум на метр входила в интервал перемычки 4 для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта 3 в нефтяной 4. Добывающие скважины 2 и 1, сообщенные соответственно с водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, оборудуют глубинными насосами 6 и 7 с регулируемым отбором (например, электроцентробежные насосы с частотно-регулируемым приводом, штанговые насосы, соединенные с регулируемым устьевым гидравлическим приводом или т.п. – не показаны) и соответствующими датчиками пластового давления 8 и 9 для постоянного контроля давления и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин 2 и 1, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки 5 и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта 4 насосом 7. При этом водоносный пласт 3 может располагаться ниже или выше (не показано) нефтеносного пласта 4, главное поддерживать давления в скважинах 1 и 2, измеряемого датчиками 9 и 8 и обеспечивающего поддержание естественного экрана в пределах перемычки 5 между пластами 3 и 4.

Пример 1 конкретного выполнения.

При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 20 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что нижележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими насосами 7 и 6 с частотно-регулируемыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления (не показан), который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 так, что уровень ВНК в скважине 1 был как минимум на 1 м ниже подошвы пласта 4, а уровень воды в скважине 2 – не выше подошвы пласта 4. В результате образовался естественный нефтяной экран (не показан) в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в нагнетательные скважины.

Пример 2 конкретного выполнения.

При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 14 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что вышележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими штанговыми насосами 7 и 6 с регулируемыми устьевыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления, который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 насосами 7 и 6 так, что уровень нефти в скважине 1 был как минимум на 2 м выше кровли пласта 4, а уровень воды в скважине 2 - выше кровли пласта 3 не более чем на 7 м. В результате образовался естественный нефтяной экран в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу не соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в водоносные пласты (не показаны) с соответствующим химическим составом добываемой воде.

На установки для перекачки воды в нагнетательные скважины и/или другие водоносные пласты авторы не претендуют.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками позволяет работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.