СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины. Перед эксплуатацией определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого пласта в отдельности. Затем строят графические зависимости от их величины забойного давления нагнетания и пластового давления. По полученным зависимостям определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов. При эксплуатации производят раздельную закачку и совместный отбор продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позволяет сократить эксплуатационные затраты за счет снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент нефтеизвлечения (Патент РФ №2072031, кл. Е21В 43/20, опублик. 1997.01.20).

Недостатком известного способа является трудная осуществимость оптимальных забойных и пластовых давлений, а следовательно, и недостаточно высокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (Патент РФ №2336413, опублик. 2008.10.20 - прототип).

Известный способ воспроизводим на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом. При таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей.

В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, согласно изобретению проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют, выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности, при высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины, при коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

Сущность изобретения

Анализ разработки нефтяного месторождения является определяющим в ряду мероприятий по сокращению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи месторождения. Существующие технические решения сложны и требуют для осуществления привлечения большого числа специалистов и техники, обводненность добываемой продукции остается на высоком уровне, невысока конечная нефтеотдача месторождения. В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

Характерной особенностью поздней стадии разработки является возрастание доли запасов слабопроницаемых коллекторов, высокая обводненность, разобщенность запасов. В этих условиях проводимые геолого-технические мероприятия, в основном, направлены на вовлечение слабодренируемых и глинистых коллекторов, доля добычи нефти по которым растет. Именно на поздней стадии разработки увеличивается значение управления процессами нефтеизвлечения и, соответственно, необходимости активного развития технологий управления закачкой на основании оперативной информации по конкретным параметрам разработки отдельных участков с использованием гидропроводности, пьезопроводности межскважинных интервалов, скоростей и направлений фильтрации флюидов. Внедрение автономных приборов с выводом информации технологу и геологу позволяет в оперативном режиме контролировать режим работы скважин, определять направление воздействия нагнетательных скважин и соответственно оптимизировать пластовое давление, регулировать ход нефтевытеснения в различных коллекторах и отдельных участках. Увеличение или сокращение объемов закачки воды и отборов жидкости на участке в оперативном режиме позволяет оптимально использовать ресурсы системы поддержания пластового давления, достичь эффективного нефтевытеснения на маломощных, слобопроницаемых коллекторах. При этом имеется огромный объем оперативной информации, поступающей с контрольно-измерительных приборов и автоматики для анализа и принятия управленческих решений по разработке. Система телеметрии, например, на опытном участке 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения, состоящем из 107 добывающих и 103 нагнетательных скважин, фиксирует до 1 млн событий в сутки. В этих условиях технологическая и геологическая службы цеха добычи нефти и газа большую часть информации физически не успевает обработать.

В такой ситуации вручную довольно сложно выявить зависимость изменения режима работы нагнетательной скважины на добывающую. На практике, для выработки знания о взаимовлиянии необходима длительная остановка закачки и частый контроль за давлением на добывающей скважине, что занимает много времени и может быть неприемлемо для объемов добычи нефти. Необходимы методы математического анализа поступающего массива данных с приборов учета и датчиков на каждой скважине для выявления корреляции отдельных групп параметров, в том числе на очень малых временных интервалах, с фиксацией реакции даже на очень слабые и кратковременные сигналы.

Поэтому без применения программных средств оперативного анализа, математической обработки данных телеметрии с целью удобства ее восприятия, визуализации, ранжирования наиболее важной ее части и выработки решений эффективность разработки не достичь.

В предложенном способе при разработке нефтяного месторождения проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости, позволяющими при известных параметрах траектории проходки скважины рассчитывать забойное давление в режиме нагнетания, и оснащение добывающих скважин, эксплуатирующихся датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, например, для скважин с штанговыми глубинными насосами датчиками замера нагрузки на штанговую колонну в точке подвеса штанг, показания которого при известных параметрах штанг и добываемой жидкости позволяют расчетным путем определить давление на приеме насоса с дальнейшей оценкой состояния забойного давления и вычисление пластовых давлений вблизи скважин, архивацию и усреднение до суточных величин показаний, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на насосное оборудование, например, на головке балансира штангового глубинного насоса. Сравнивают графики их наложением, по нагнетательным и добывающим скважинам определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. Непроизводительную закачку в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны ликвидируют.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина1200-1850 м, пластовое давление 9,0-22,5 МПа, пластовая температура 12-52°С, пористость 0,12-0,28 д.ед., проницаемость 50-1500 мДарси, нефтенасыщенность 50-95%, вязкость нефти в пластовых условиях 3-90 мПа*с, плотность нефти 820-900 кг/м³. Текущая средняя обводненность добывающих скважин по объекту составляет 40-96%. Средний текущий дебит добывающих скважин составляет по жидкости 10-40 м³/сут. Средняя текущая приемистость нагнетательных скважин составляет 20-100 м³/сут. Достигнутый текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,2-0,5, расчетный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,53.

На залежи оконтуривают участок разработки, представленный на фиг.1. На фиг.1 приняты следующие обозначения: 1 - нагнетательные скважины, 2 - добывающие скважины.

Геологическая характеристика объекта: рассматриваемый участок является элементом кыновского горизонта юго-восточной части 3 блока Березовской площади, расположенный на границе со вторым блоком и как отдельное геологическое тело не обособляется. Коллектор представлен неоднородными породами, изменяющими состав по простиранию от песчаников до алевролитов. По разрезу пласт представлен одним пластом толщиной до 3 м или расчлененным на 2 пропластка толщиной 1-1,8 м каждый, разделенные глинистым прослоем толщиной до 1,5 м.

Характеристика работы фонда скважин на участке на рассматриваемом элементе залежи расположены 2 нагнетательные скважины 1 и 7, оказывающие влияние на темп разработки. Участок характеризуется крайне неравномерными распределениями пластового давления и обводненности добываемой продукции. Для скважин №2 и 3 среднее пластовое давление составляет Рпл=10,8 МПа при обводненности 10%, для скважин №№4, 5 среднее пластовое давление находится на уровне 15,0 МПа, а обводненность варьируется от 10 до 80%. Приемистость скважины №1 составляет 80 м³/сут, скважины №7-50 м³/сут при устьевом давлении Ру=12,0 МПа на пластовой девонской воде из системы межскважинной перекачки. Все добывающие скважины оснащены контроллерным оборудованием фирмы Lufkin и эксплуатируются штанговыми глубинными насосами с диаметром 27-44 мм. При этом режим их работы различен: скважины №№2, 3 работают в режиме откачки с заданным забойным давлением, останавливаясь по уставке наполнения насоса по динамограмме режим "PocControl"; скважины №№4, 5 эксплуатируются в режиме "timer" с фиксированным, установленным специалистом промысла в ручном режиме, временем работы и накопления в каждом цикле. Выбор режима в пользу "timer" обусловлен меньшим содержанием газа в добываемой продукции скважин и отсутствием влияния газа на динамограмму, что, в свою очередь, является основным условием эксплуатации скважины в режиме откачки. На всех добывающих скважинах произведен гидроразрыв пласта.

Зависимость величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик следующая: в скважинах, вскрывших заглинизированные коллекторы с коэффициентом глинистости Кгл >3, пластовое давление, как правило, пониженное <14 МПа ввиду низкой приемистости нагнетательных скважин, <50 м³/сут. Интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений следующие: нагнетание при давлении 9,0-14,0 МПа, в отдельных случаях до 18,0 МПа, пластовые давления в зоне отбора - 11,0-21,5 МПа. Нагнетательные и добывающие скважины снабжают датчиками давления типа "Метран" или "Кристалл", расходомером "Взлет-ППД" и датчиком нагрузки для ШГН фирмы "Lufkin". При существующей системе разработки не реже одного раза в сутки выполняют замер регистрируемых параметров со всех установленных приборов и датчиков во всех скважинах и вычисление пластовых давлений вблизи скважин. Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального сточки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления.

Однако при таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей. Для увеличения нефтеотдачи залежи и снижения обводненности добывающих скважин проводят ряд мероприятий.

На схеме месторождения оконтуривают объемный участок месторождения в пределах нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин (см. фиг.1). На фиг.1 представлены 1, 7- нагнетательные скважины, 2, 3, 4, 5, 6 - добывающие скважины, 8 - контур участка месторождения. По нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (расход, м³/сут), замеренные 1 раз в 2 часа по скважине 1, следующие: 220, 230, 260, 280, 250, 250, 230, 240, 270, 260, 250, 250. Усредненное значение расхода за сутки составляет 250 м³/сут.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время. Пример построения графика по скважине №1 представлен на фиг.2. На фиг.2 линией обозначена кривая зависимости расхода от времени работы скважины.

По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (нагрузка на головке балансира, т) по добывающей скважине №2 следующие: 10, 10, 10,5, 10, 9,5, 11, 11, 10, 10, 9, 9, 10.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на головке балансира. Пример построения графика представлен на фиг.3. На фиг.3 линией обозначена кривая зависимости времени работы скважины от нагрузки на головке балансира. Сравнивают наложением 2 графика по нагнетательным и добывающим скважинам (см. фиг.4). Определяют на одном и том же промежутке времени суток схожесть амплитуд по высоте колебания и расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин в течение суток.

На фиг.4 показано полное совпадение пиков графика для скважин 1 и 2. Делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 2.

На фиг.5 показано частичное совпадение пиков графика для скважин 1 и 3.Делают вывод о влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 3 через часть периода времени.

На фиг.6 показано полное несовпадение пиков графика для скважин 1 и 4. Делают вывод о влиянии через период времени

На фиг.7 показано полное отсутствие пиков графика для скважин 1 и 5. Делают вывод об отсутствии влияния нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 5.

Аналогичные графики строят для прочих пар скважин нагнетательная - добывающая на других участках месторождения.

На основании графиков и рассчитывают условный коэффициент взаимовлияния скважин К от 1 до 0.

Расчет коэффициента схожести сигналов производят следующим образом. Выбирают группу скважин, в которой отмечается одна нагнетательная скважина, относительно которой рассчитываются коэффициенты схожести сигналов параметров работы скважин. Скважины с реальными координатами забоев размещают на плоскости в одномерной системе координат из условия, что расстояния между ними пропорциональны схожести их сигналов. Скважины с наиболее близкими «схожими» по амплитуде и периоду колебаний, возникающих в результате возмущения, созданного нагнетательной скважиной 1, располагают ближе друг к другу. Распределение скважин в одномерной системе координат производят с помощью нейросетевого анализа динамики параметров работы выбранных скважин. Мерой коэффициента «схожести» в диапазоне от 0 до 1 служит расстояние между скважинами в одномерной системе координат. Таким образом, коэффициент «схожести», косвенно характеризующий коэффициент взаимовлияния скважины 1 и скважин 2; 4; 6, равны 0,52; 0,445; 0,266 соответственно.

Коэффициенты ранжируют следующим образом: К=0,8-1 - максимальное влияние, К=0,5-0,8 - сильное влияние, К=0,1-0,5 - слабое влияние, К<0,1 - отсутствие влияния. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. По скважине 2 наблюдается высокая динамика обводненности более 25% в течение 0,5 года. Отключают или частично ограничивают закачку на 50% через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. Для скважины 5 коэффициент схожести сигнала скважин менее 0,1. Делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. Проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонную циркуляцию или нарушение герметичности эксплуатационной колонны методами радиометрии, термометрии и опрессовки колонны и зумпфа. Проводят работы, направленные на ликвидацию заколонной циркуляции и нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции с текущего значения 65 до 62%. Расчет конечной нефтеотдачи свидетельствует о повышении нефтеотдачи участка месторождения в результате комплекса мероприятий на величину до 0,001 д.ед.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу залежи при упрощении анализа разработки и сокращении материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.