Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки месторождения (Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. - Издательство Казанского университета, 1979, с.95-97), включающий закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение системы заводнения в процессе разработки от менее к более интенсивной.

Недостатком способа является неоптимальность интенсивности системы заводнения (соотношение добывающих и нагнетательных скважин) в динамике, что приводит к снижению текущих отборов конечного коэффициента нефтеизвлечения, увеличению отборов жидкости и закачки воды.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №1724858, МПК Е21В 43/20, опубл. 07.04.1992), включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной. По безводной добыче нефти выбирают интенсивность начальной системы заводнения по приведенному соотношению. Изменяют интенсивность системы заводнения во времени в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения освоением скважин под закачку воды и обеспечивают оптимальную текущую интенсивность системы заводнения исходя из приведенного соотношения. Выбор вариантов и этапов перехода от одной интенсивности системы заводнения к другой предопределяется выбором системы заводнения с начальной интенсивностью.

Основным недостатком данного способа является то, что часть запасов нефти в низкопроницаемых слоях, зонах и блоках остается неохваченной нагнетаемой водой.

Технической задачей является повышение текущих отборов нефти и конечного коэффициента нефтеизвлечения при одновременном уменьшении отбираемой и закачиваемой воды из залежи за счет увеличения охвата заводнением и вытеснением низкопроницаемых слоев, зон и блоков.

Техническая задача решается способом разработки неоднородной нефтяной залежи, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин, изменение системы заводнения, причем интенсивность системы заводнения выбирается исходя из свойств нефтяной залежи.

Новым является то, что предварительно определяют зоны самостоятельной разработки, в которых интенсивность системы заводнения выбирают по интервалу обводненности нефти в данной зоне по ячеистой, тринадцатиточечной или многорядной системе заводнения, причем нагнетательные скважины располагают в пониженной части нефтенасыщенной структуры, затем производят заводнение со стороны нагнетательных скважин с продолжительностью периодов полуцикла 1-6 месяцев до достижения обводненности 10-20%, после чего добывающие скважины разделяют на две группы, при этом к первой относят скважины, находящиеся в зоне с продуктивностью выше средней, а ко второй - с продуктивностью ниже средней, в первой группе устанавливают забойное давление на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, а во второй на 20-25% выше, чем в первой группе, причем воздействие осуществляют по блочной, десятиточечной, девятиточечной или трехрядной системе заводнения в группах скважин последовательными воздействиями 3-5 циклов с изменением времени закачки и простоя от воздействия к воздействию до достижения обводненности 85-90%, затем проводят комплекс методов увеличения нефтеотдачи пластов залежи и переходят к однорядной системе заводнения и циклическому отбору нефти из добывающих скважин.

Сущность изобретения

Разработка неоднородной нефтяной залежи характеризуется низким нефтеизвлечением. В предложенном способе решается задача повышения текущих отборов нефти и конечного коэффициента нефтеизвлечения при одновременном уменьшении отбираемой и закачиваемой воды из залежи за счет увеличения охвата заводнением и вытеснением низкопроницаемых слоев, зон и блоков.

На фиг.1-4 приведены известные разновидности циклического способа закачки воды.

На фиг.5 приведены варианты осуществления импульсного воздействия, где:

а, б, в - рассредоточенная, многорядная, блочно-угловая схемы расположения скважин при применении методов нестационарного заводнения с переменой направления фильтрационных потоков; 1, 1¹ - добывающая скважина, работающая и простаивающая; 2, 2¹ - нагнетательная скважина, работающая и простаивающая.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь нефти, представленную неоднородными коллекторами, разбуривают по проектной сетке скважин, проводят геофизические и гидродинамические исследования с целью определения коллекторских свойств, пьезопроводности, балансовых запасов, потенциального дебита, зональной и послойной неоднородности залежи, вязкости пластовых жидкостей. Строят карты структурные, разработки, изобар, начальной и текущей нефтенасыщенности и нефтенасыщенных толщин с нанесением контуров нефтегазоносности, выделением высоко- и малопроницаемых зон, замещения коллекторов, водоносных окон.

Используя полученные данные, выделяют зоны самостоятельной разработки. Для каждой зоны по соотношению оптимальной интенсивности системы заводнения (соотношению добывающих и нагнетательных скважин), полученной из условия компенсации отбора жидкости закачкой воды вида (1), строят график расчетной интенсивности (m_опт) от обводненности.

где Ф=q_вн/q_вс - отношение начальной приемистости к средней приемистости за межремонтный период; χ_д, χ_н - относительный коэффициент продуктивности добывающих и нагнетательных скважин по нефти; к - коэффициент, учитывающий потери закачиваемой воды; , - коэффициенты эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин; Р_пл, Р_сн, Р_зд - соответственно пластовое, забойное давления нагнетательных и добывающих скважин, МПа; А₂ - обводненность продукции скважин, д. ед.

При этом в отличие от прототипа местоположение нагнетательных скважин выбирают с соблюдением принципов рационального размещения скважин, предусматривающих вытеснение нефти водой из менее нефтенасыщенных, водонасыщенных, частично заводненных к более нефтенасыщенным зонам, из пониженных участков повышенным, из слабопроницаемых менее пористых коллекторов к более проницаемым и пористым, из более расчлененных к менее расчлененным зонам или зонам слияния пропластков.

Показатель интенсивности системы заводнения определяется в динамике с учетом коэффициентов эксплуатации скважин и режимов их работы при применении различных технологий нестационарного заводнения, т.е. система заводнения выбирается с резервом производительности для реализации циклического воздействия.

На практике обычно производится только циклическая закачка, а отбор жидкости из добывающих скважин производится как при стационарном режиме. Для этого случая:

где m - соотношение добывающих и нагнетательных скважин;

µ_н, µ_в - динамическая вязкость нефти и воды, мПа·с.

Коэффициенты эксплуатации при импульсном воздействии:

где m - соотношение добывающих и нагнетательных скважин;

µ - динамическая вязкость пластовой жидкости, мПа·с;

к_ф - коэффициент фильтрации, д. ед.

По величине расчетной начальной и конечной интенсивности выбирают вариант осуществления способа, количество этапов и время перехода от одной интенсивности системы заводнения к другой. Возможные варианты осуществления трансформации систем заводнения приведены в прототипе. В основном выделяется 3-4 этапа, которые соответствуют стадиям разработки по кривым динамики обводненности.

В первой и второй стадиях разработки залежи, в этапе выбора начальной системы заводнения по безводной добыче нефти, осуществляют циклическое заводнение (ЦЗ) со стороны нагнетательных скважин (фиг.1-4). Последовательность применения разновидностей ЦЗ определяется в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики месторождения. Продолжительность первого этапа ограничивается обводненностью 10-20%. Наиболее удобными для осуществления ЦЗ являются многорядные, ячеистые системы заводнения.

В начальной стадии разработки нагнетательные скважины размещают в пониженной части нефтенасыщенной структуры, которая в комплексе учитывает влияние рассмотренных выше видов неоднородности на эффективность вытеснения.

При этом осуществляют циклическое заводнение сначала в пассивном режиме - попеременное увеличение и уменьшение объемов закачки по группам скважин изменением режимов их работы. Фонд добывающих и нагнетательных скважин подразделяют на две группы. К первой относят скважины с продуктивностью выше средней, второй группе - ниже средней. Увеличивают расход нагнетаемой жидкости по второй группе скважин и уменьшают на ту же величину расход нагнетаемой жидкости по первой. При этом в нагнетательных скважинах первой группы забойные давления устанавливают на уровне давления раскрытия вертикальных трещин с учетом коэффициента Пуассона, по второй группе - в пределах (0,59-0,7)Р_гор - для карбонатных, и (0,7-0,8)Р_гор - для терригенных отложений. Тем самым в слабопроницаемых зонах устанавливают давление, на 20-25% превышающее давление высокопроницаемых зон.

По мере продвижения фронта вытеснения на более удаленные зоны от нагнетательной скважины циклическое воздействие осуществляется в активном режиме - попеременным прекращением закачки воды по группам скважин в различных вариациях (фиг.1-4).

Рассчитывают площадь и радиус фронта воздействия:

где ΣQ₃ - накопленный объем воды, закачанной в залежь;

m - пористость коллектора, д. ед.,

h - толщина пласта в зоне нагнетания, м;

р_н - плотность нефти в пластовых условиях, т/м;

К_нн - коэффициент начальной нефтенасыщенности коллектора, т/м³;

К_выт - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, д. ед.

где R_воз - радиус фронта воздействия, м;

S - площадь фронта воздействия, м.

По результатам математического моделирования процессов заводнения в пластах для выбранной начальной и последующих систем заводнения или по аналитическим формулам определяют среднюю длину главных (L_гл) и нейтральных (L_н) линий тока фильтрационного потока для каждой добывающей скважины. Определяют коэффициент (6) и отношение (7):

где R_воз - радиус фронта воздействия, м;

L_гл - длина главных линий тока фильтрационного потока, м;

где М - отношение длины нейтральной к длине главных линий тока;

L_гл - длина главных линий тока фильтрационного потока, м;

L_н - длина нейтральных линий тока фильтрационного потока, м.

По формуле (8) рассчитывают время эксплуатации и простоя нагнетательных скважин:

где t_прост - время простоя нагнетательных скважин, сут;

L_гл - длина главных линий тока фильтрационного потока, м;

ε - отношение главной линии тока к расстоянию от нагнетательной скважины до зоны воздействия;

М - отношение длины нейтральной к длине главных линий тока;

ω_р - частота циклов;

t_нагн - время эксплуатации нагнетательных скважин, сут.

При этом для увеличения равномерности вытеснения и уменьшения остаточной нефтенасыщенности в этапе циклического заводнения процесс вытеснения сопровождают увеличением коллекторских свойств и нефтевымывающей способности вытесняющего агента по скважинам второй группы.

Для повышения эффективности и глубины воздействия ЦЗ осуществляют в сочетании с выравниваем приемистости нагнетательных скважин путем выбора местоположения скважин с соблюдением условий рационального их размещения, увеличения коллекторских свойств пласта и нефтевымывающей способности вытесняющего агента по скважинам, расположенным в менее проницаемых зонах, и снижения вязкостной неустойчивости вытесняющего агента в высокопродуктивных зонах. Классификация методов увеличения нефтеотдачи представлена в таблице. Целесообразность применения конкретного комплекса технологии МУН в разных стадиях разработки диктуется условиями эффективности применения технологии НЗ, которая предусматривает сохранение объемов закачки и отбора жидкости на уровне обычного заводнения.

На третьей стадии разработки залежи, характеризующейся закономерным увеличением обводненности продукции скважин, осуществляют циклическое воздействие на чередующемся (импульсном) режиме (фиг.5). Изменяют интенсивность системы заводнения и переходят на замкнуто-блочные системы заводнения. При этом сначала осуществляют периодическую остановку нагнетания воды с периодическим отбором жидкости с высокообводненных скважин.

К концу периода циклическое воздействие осуществляют только на чередующемся (импульсном) режиме. Реализацию импульсного воздействия сопровождают применением методов увеличения охвата пластов заводнением последовательным применением методов снижения вязкостной неустойчивости вытесняющего агента, ограничения подвижности закачиваемого агента в зонах высокой водонасыщенности, тампонированием промытых зон и каналов поступления вод гелями, суспензиями, составами, увеличивающимися в объеме.

При изменении схемы заводнения происходит изменение направления фильтрационных потоков, уменьшаются длины нейтральных и главных линий тока. При этом продолжительность цикла закачки и отбора изменяют во времени в зависимости от средней длины главных линий осуществляемой схемы заводнения и коллекторских свойств.

По зависимости (8) определяют время закачки и простоя для осуществляемой на данном этапе схемы заводнения с учетом продвижения фронта воздействия.

Скважины переводят на периодический отбор жидкости при обводненности продукции, определяемой по зависимости:

где В_ср - средняя скорость нарастания обводненности по участку;

- скорость нарастания обводненности i-й скважины.

Продолжительность этапа ограничивается обводненностью 70-90%.

При этом для каждой добывающей скважины, переведенной на циклический режим отбора, рассчитывают время эксплуатации и простоя в зависимости от осуществляемой схемы заводнения по формуле (8).

Пьезопроводность пласта в добывающих скважинах (χⁱ) определяется для конкретных значений коллекторской характеристики пористой среды по формуле:

где κ - проницаемость в зоне дренажа добывающей скважины, м²;

µ - динамическая вязкость пластовой жидкости, мПа·с;

m - коэффициент пористости коллектора, д. ед.;

β_ж, β_н - коэффициенты упругоемкости пластовой жидкости и пористой среды, (МПа)^-1.

Среднюю продолжительность полуцикла отбора определяют как отношение суммы времени эксплуатации добывающих скважин их количеству.

Для повышения эффективности и глубины воздействия на этом этапе нестационарное заводнение осуществляют в сочетании с закачкой химических реагентов, регулирующих фильтрационные сопротивления, и различными техническими мероприятиями по интенсификации притока в низкопроницаемых пластах (пропластках) для сохранения отбора жидкости на уровне обычного заводнения (глубоко проникающая перфорация, направленный гидроразрыв пласта, забуривание боковых горизонтальных, горизонтальных и многозабойных стволов).

На четвертой стадии разработки залежи, характеризующейся устойчивой низкой добычей и высокой обводненностью (с низким темпом роста обводненности по сравнению с предыдущей стадией), переходят к более интенсивным системам заводнения (регулярным) и на технологию стационарных режимов работы нагнетательных скважин и чередующихся пусков и отборов нефти на равные друг от друга промежутки времени по добывающим скважинам с оптимизацией забойных давлений и регулированием направления фильтрационного потока по площади. Установление индивидуальных режимов работы добывающих скважин при неизменном режиме работы нагнетательной скважины позволяет осуществлять эффективные межпластовые перетоки в зоне отбора добывающих скважин и изменять направления фильтрационных потоков по площади залежи, способствует более полному охвату заводнением застойных зон, а также позволяет регулировать отбор попутно добываемой воды. При этом применяют физико-химические методы по увеличению охвата пласта закачиваемой воды тампонированием промытых зон и каналов поступления воды соответственно со стороны нагнетательных и добывающих скважин сначала гелями, а затем суспензиями и составами, увеличивающимися в объеме.

Пример конкретного выполнения 1.

Залежь площадью 29,6 млн м² содержит 50 млн тонн геологических запасов. Вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 МПа, вязкость воды - 1,6 МПа. Коэффициент вытеснения нефти водой составляет 0,4. Коэффициент проницаемости - 0,48 мкм².

Провели исследования скважин, построили карты разработки, изобар, нефтенасыщенных толщин. Выделили зоны самостоятельной разработки.

Залежь разбурили по сетке плотностью 16 га/скв. 12 нагнетательными скважинами и 50 добывающими скважинами. При этом нагнетательные скважины размещают в пониженной части нефтенасыщенной структуры по многорядной системе заводнения.

Через нагнетательные скважины произвели циклическую закачку воды (фиг.1) с продолжительностью периодов полуцикла пять месяцев. Продолжительность циклического заводнения ограничивается достижением обводненности 20%.

Далее разделили фонд добывающих и нагнетательных скважин на две группы. К первой группе отнесли 37 скважин с продуктивностью выше 0,5 м³/(сут·МПа) с забойным давлением на уровне давления раскрытия вертикальных трещин, равного 10 МПа. Ко второй группе отнесли 25 скважин с продуктивностью ниже 0,5 м³/(сут·МПа) с забойным давлением, равным 8 МПа.

При этом циклическую закачку провели сначала в пассивном режиме, т.е. попеременно увеличивая и уменьшая объемы закачки по группам скважин с изменением режимов их работы.

Далее по мере продвижения фронта вытеснения на более удаленные зоны от нагнетательной скважины циклическое воздействие осуществили в активном режиме, попеременно прекращая закачку по группам скважин.

Для повышения эффективности воздействия на данном этапе применяют поверхностно-активные вещества для увеличения нефтеотмывающей способности воды в объеме 3,5 м³.

По промысловым данным добыча нефти составила 122,7 тыс. т нефти, конечный коэффициент извлечения нефти - 0,5 д. ед.

Пример конкретного выполнения 2.

Разрабатывают участок залежи. Вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 МПа, вязкость воды - 1,6 МПа. Коэффициент вытеснения нефти водой составляет 0,4. Коэффициент проницаемости - 0,48 мкм². На участке залежи пробурили шесть нагнетательных скважин и 12 добывающих скважин, ввели их в эксплуатацию.

Разработку участка проводят с применением замкнуто-блочной системы заводнения на чередующемся (импульсном) режиме (фиг.5). Для этого сначала осуществляют периодическую остановку нагнетания воды с периодическим отбором жидкости с высокообводненных скважин с изменением времени закачки и простоя от воздействия к воздействию в течение пяти циклов. Продолжительность полуциклов нагнетания составило 20 суток в объеме 10 м³/сут, при этом обеспечивается поддержание пластового давления на уровне 9 МПа. Далее производят отбор продукции до снижения пластового давления до 7 МПа.

Далее для сохранения жидкости на уровне обычного заводнения произвели зарезку боковых горизонтальных стволов с закачкой полиакриламида в объеме 3,5 м³ для изоляции водопритоков в зонах с высокой водонащенностью.

Продолжительность этого этапа ограничивается обводненностью 80%.

По промысловым данным добыча нефти составила 24,6 тыс. т нефти, конечный коэффициент извлечения нефти - 0,45 д. ед.

Пример конкретного выполнения 3.

Разрабатывают участок залежи на поздней стадии разработки, характеризующийся устойчивой низкой добычей и высокой обводненностью 95%. Вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 МПа, вязкость воды - 1,6 МПа. Коэффициент вытеснения нефти водой составляет 0,4. Коэффициент проницаемости - 0,48 мкм². Залежь разбурена по проектной сетке скважин плотностью 16 га/скв.

Нагнетательные скважины работают в стационарном режиме и закачивают воду в объеме 13 м³/сут. Добывающие скважины работают в режиме периодического форсированного отбора, т.е. их периодически останавливают и пускают в работу в течение равных друг от друга промежутков времени (3 месяца). При этом давление поддерживают на уровне 10 МПа.

Далее в нагнетательные скважины гели в объеме 4 м³, увеличивающиеся в объеме.

В результаты применения данного способа нефтеотдача увеличилась на 13%.

Применение предложенного способа позволит повысить текущие отборы нефти и конечный коэффициент нефтеизвлечения при одновременном уменьшении отбираемой и закачиваемой воды из залежи за счет увеличения охвата заводнением и вытеснением низкопроницаемых слоев, зон и блоков.