Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяных залежей с применением заводнения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента и отбор продукции через систему нагнетательных и добывающих скважин, в котором изменяют систему заводнения в процессе разработки от менее интенсивной к более интенсивной в зависимости от обводненности продукции многократным переходом от выбранной начальной системы заводнения в другие виды системы заводнения (Пат. РФ №1724858, приор. 21.01.1990 г., опубл. 07.04.1992 г.).

Известный способ предполагает начальные геофизические и гидродинамические исследования разведочных скважин на разбуриваемой залежи нефти с целью определения коллекторских свойств пласта, учитываемых при выборе системы заводнения.

Недостаток известного способа заключается в сложности технологии проведения способа.

Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2230896, заявл. 25.02.2003, опубл. 20.06.2004, МПК Е21В 43/20), который по замыслу авторов позволяет управлять степенью обводненности добываемой продукции методом выравнивания пластового давления между водоносными и нефтеносными зонами залежи путем управления объемами закачки в нагнетательных скважинах и объемами отбора - в эксплуатационных.

Недостатком этого способа является то, что в качестве фактора, влияющего на степень обводненности добываемой продукции, была выбрана разница пластовых давлений между водоносными и нефтеносными зонами, оперативно оценить которую не всегда представляется возможным, особенно в эксплуатационных скважинах, для чего требуются достаточно трудоемкие измерения со специальной скважинной аппаратурой либо путем регистрации кривых восстановления давления («Гидродинамические исследования скважин». Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.К. Ишкаев и др., Москва, ВНИИОЭНГ, 1999, 227 с.), на что уходит достаточно много времени.

Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Следствием этого своевременного контроля является установление момента прорыва нагнетаемой воды к забоям добывающих скважин и дальнейшее регулирование объема закачки в нагнетательные скважины.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, содержащем закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.

На фиг. 1 представлена схема пятиточечной ячейки расположения нагнетательной скважины 1 и добывающих скважин 2, 3, 4, 5.

На фиг. 2 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 2.

На фиг. 3 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 3.

На фиг. 4 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 5.

На фиг. 5 дана динамика изменения объема добываемой нефти (Q^H) и объема сопутствующей воды (Q^B) от объема закачанной в нагнетательную скважину 1 воды (Q_зак) в добывающей скважине 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q_зак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак=Q^max.

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Q_зак>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

Кривая (в) соответствует неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак>>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

В реальных условиях контролировать расход закачиваемой и отбираемой продукции не представляет затруднений, т.к. практически все скважины оснащены наземными расходомерами, входящими в промысловую компьютезированную систему АСУ-ТП, (автоматизированная система управления технологическим процессом), что позволяет отслеживать эти параметры в реальном масштабе времени.

Анализ промысловых исследований, представленных на фиг. 2-5, показал, что по добывающим скважинам 2 и 5 (фиг. 2 и фиг. 4) наблюдается рост объема отобранной нефти (Q^H) и падение объема сопутствующей воды (Q^B), а по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5) наблюдается экстремальная зависимость между этими параметрами, когда по мере роста объема закачки воды (Q_зак) в нагнетательную скважину 1 наблюдается сначала рост добываемой нефти, а затем - спад, после достижения некоторого максимального значения Q_зак=Q^max, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q^B) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Экспериментальные исследования показали, что наблюдаемая по скважинам 3 и 4 экстремальная зависимость объясняется причинами проявления техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки (Q^B) выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок.

При этом из механики горных пород известно (А.И. Спивак, А.Н. Попов. Механика горных пород. М., Недра, 1975 и П.М. Усачев. Гидравлический разрыв пласта. М., Недра, 1986), что после возникновения трещины гидроразрыва, если опять сбросить давление нагнетания, то произойдет смыкание трещины, и проницаемость пласта станет опять изотропной. Таким образом, процесс раскрытия-закрытия трещины является обратимым. В том случае, когда раскрытость трещины хотят сохранить, то в нее закачивают расклинивающий материал - проппант, и тогда после сброса давления раскрытость трещины сохраняется.

Таким образом, выявлено влияние неоднородности проницаемости горной породы, слагающей участок добычи нефти, на характер приемистости (Q_зак), которую следует учитывать при дальнейшем выборе режима закачки воды в нагнетательную скважину.

На основе полученных результатов следует вывод о том, что объем закачки (Q_зак) на участках месторождения, подтвержденных техногенному гидроразрыву, вызванному превышением его объема, и соответствующего ему давления закачки выше допустимого уровня, следует удерживать ниже величины, вызывающей проявление анизотропии проницаемости объекта закачки, приводящей к возникновению техногенного гидроразрыва.

При реализации заявленного способа производят закачку воды в нагнетательную скважину в интенсивном режиме с мониторингом изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки воды до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки воды, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку воды в указанной зоне производят в объеме ниже этой установленной величины.

При таком режиме нагнетания воды не происходит ее прорыв по осям анизотропии проницаемости пласта, в зоне которой находятся добывающие скважины, тем самым уменьшается обводненность добываемой продукции.

Примером выполнения способа служит полученная экспериментально зависимость по скважинам 3 и 4 (фиг. 3 и фиг. 5), в которых наблюдается экстремальная зависимость между ростом объема закачки воды (Q_зак) в нагнетательную скважину 1 и начальным ростом добываемой нефти (Q^H) до максимальной величины, а затем - спад, после достижения максимального значения Q_зак=Q^max, при этом закономерность изменения объема сопутствующей воды (Q^B) носит противоположный характер («зеркальный») (фиг. 3 и фиг. 5).

Резкий спад добываемой нефти объясняется явлением техногеннного гидроразрыва пласта, вызванного превышением объема закачки Q_зак выше допустимого уровня, который привел к скачкообразному проявлению анизотропии проницаемости горной породы, слагающей выбранный участок, на которых находятся скважины 3 и 4.

На фиг. 6 представлена конфигурация фронта вытеснения нефти с момента увеличения Q_зак.

Кривая (а) соответствует равномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак=Q^max.

Кривая (б) соответствует началу неравномерного распространения фронта вытеснения нефти при Q_зак>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

Кривая (в) соответствует увеличивающемуся неравномерному распространению фронта вытеснения нефти при Q_зак>>Q^max в направлении скважин 3 и 4.

Динамика изменения конфигурации фронта вытеснения нефти отражает проявление анизотропии пласта в направлении скважин 3 и 4 с момента увеличения объема нагнетаемой воды выше допустимого, вызывающего техногенный разрыв пласта, при котором происходит рост обводненности нефти, что характеризуется кривой (Q^B) на фиг. 3 и фиг. 5.

Способ разработки нефтяной залежи, содержащий закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин, изменение режима заводнения в процессе разработки, отличающийся тем, что производят закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину в интенсивном режиме, при этом с помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти, далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад, и дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины.