Способ добычи нефти из слоистой нефтеводоносной залежи

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности , а именно к способам добычи нефти из нефтеводоносных залежей слоистой структуры, характеризующейся наличием соседних нефтяного и водяного пластов. Цель - повышение эффективности способа при расширении области применения. После вскрытия в добывающей скважине нефтяного пласта с низким пластовым давлением и водоносного пласта с высоким давлением производят выдержку для установления повышенного давления в нефтеносном пласте. Возбуждают в пласте колебания с амплитудой, не превышающей предела усталостной прочности породы на растяжение, что обеспечивает возможность длительного и предсказуемого воздействия колебаниями давления. 1 табл. с о

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (зою Е 21 В 43/18

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4698327/03 (22) 30.05.89

- (46) 15.09.91. Бюл. ЬЬ 34 (71) Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) А . Мадат, В.М, Исхаков и Л.M. Матвеенко (53) 622,276(088.8) (56) Сургучев M.Ë. и др, Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты. М,: Не- дра, 1975, с. 120-134. (54) СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СЛОИСТОЙ НЕФТЕВОДОНОСНОЙ ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам добычи

Изобретение относится к нефтяной промышленности, точнее — к способам добычи . нефти из нефтеводоносных залежей слоистой структуры, характеризующейся наличием соседних нефтяного и водяного пластов.

Цель изобретения — повышение эффективности способа при расширении его области применения, В способе добычи нефти из слоистой нефтеводоносной залежи, включающем вскрытие в добывающей скважине застойного нефтяного пласта с низким пластовым давлением и нижележащего водоносного пласта с повышенным пластовым давлением и отбор пластовой жидкости с возбуждением колебаний давления, после вскрытия пластов в добывающей скважине производят выдержку в течение времени установле° .Ы1 1677272 А1 нефти из нефтеводоносных залежей слоистой структуры, характеризующейся наличием соседних нефтяного и водяного пластов, Цель— повышение эффективности способа при расширении области применения. После вскрытия в добывающей скважине нефтяного пласта с низким пластовым давлением и водоносного пласта с высоким давлением производят выдержку для установления повышенного давления в нефтеносном пласте. Возбуждают в пласте колебания с амплитудой, не превышающей предела усталостной прочности породы на растяжение, что обеспечивает возможность длительного и предсказуемого воздействия колебаниями давления. 1 табл. ния повышенного давления в нефтеносном пласте, а затем отбирают жидкость и возбуждают колебания давления с амплитудой .в пределах усталостной прочности породы на растяжение и с длиной четвертьволны не менее расстояния между добывающей скважиной и контуром питания в нефтеносном пласте.

Застойный нефтяной пласт с низким пластовым давлением может присутствовать в слоистой нефтяной залежи в том случае, если его отделяет от соседнего водоносного пласта с повышенным давлением непроницаемый пропласток, Воздействие колебаниями давления на такой пласт в депрессированном состоянии неэффективно потому, что пласт практически невосприимчив к колебаниям давления, вследствие низкого порового давления

1677272 флюида (низкого пластового давления). Поэтому перед возбуждением колебаний давления после вскрытия в добывающей скважине нефтяного пласта с низким пластовым давлением и водоносного пласта с повышенным давлением производят выдержку для установления повышенного давления в нефтеносном пласте. установление повышенного давления в нефтеносном пласте повышает era упругое реагирование на колебания давления, даже и с невысокой амплитудой и создает предпосылки для использования таких колебаний давления в

1 реализации динамических геомеханических эффектов с целью извлечения нефти из неф-! теносного пласта. Амплитуда колебаний давления при этом не должна превышать предела усталостной прочности породы на растяжение, так как количество циклов волнового воздействия на нефтеносную породу может составлять величину порядка сотен тысяч и более в,течение срока разработки залежи, а в каждом цикле происходит чередование растяжения и сжатия породы. При этом прочность породы на растяжение во много раз меньше прочности породы на сжатие, а отношение предела прочности породы (при статическом нагружении) к пределу усталости. той же породы при циклическом нагружении составляет величину от 20 до 30. Следовательно, амплитуда колебаний давления в пласте не должна превышать одной тридцатой части прочности породы на растяжение, что обеспечивает возможность длительного и предсказуемого воздействия на нефтяной пласт колебаниями давления для целей нефтеизвлечения.

Выбор длины четвертьволны не менее расстояния между добывающей скважиной и контуром питания в нефтеносном пласте объясняется следующим, При такой длине волны и скорости распространения в пласте гидродинамического возмущения колебания происходят с частотой порядка нескольких колебаний или долей колебания в 45 секунду, которые относятся к низкочастотным колебаниям, Возбуждение в пласте низкочастотных колебаний характеризуется преимущественным действием продольных колебаний, а поперечные колебания, распространяющиеся вслед за продольными, практически не заметны, так как имеют скорость ничтожно малую — такого же порядка, как скорость диффузионных процессов. В то же время, низкочастотные колебания, продольные и поперечные, распространяются в нефтеводонасыщенных породах почти без затухания, так как при низких частотах коэффициент затухания близок к нулю, Поэтому, несмотря на малость применяющейся в способе амплитуды колебаний давления, глубина охвата пласта является значительной. Вместе с тем, поскольку существенны продольные колебания, вызывающие колебания залежи по толщине, а на длине четвертьволны происходит колебание (малое смещение) только одного знака, -o в случае охвата нефтяного пласта от добывающей скважины до контура питания только четвертьволной, эта область пласта будет испытывать во времени циклическое сжатие — растяжение по толщине. В противном случае, если бы на расстоянии от добывающей скважины до контура питания в нефтеносном пласте укладывалось больше, чем четвертьволны, например полволны или целая волна, то на разном расстоянии от добывающей скважины возникли бы почти одновременно напряжения и деформации разного знака, и движение отжимаемой нефти стало бы неуправляемым, Напротив, ксгда весь нефтеносный интервал пласта охватывается чередующимися деформациями только одного знака в каждый полуцикл колебания, то на фоне существующего перепара давления между пластом и добывающей скважиной выдавливаемая в полуцикле сжатия нефть устремляется к добывающей скважине, ее место замещается водой с контура питания. При этом дебит нефтяного пласта может быть весьма существенным, несмотря на малость амплитуды колебания давления, Обьясняется это тем, что подвергаемый циклическому сжатию поровый обьем нефтеносного пласта достигает сотен тысяч и миллионов кубометров. Кроме того, при возбуждении колебаний в добывающей скважине, в которой вскрыты застойный нефтеносный и напорный водоносный пласты, первый из которых расположен над вторым, проводником колебаний является водоносный пласт, обладающий значительно более высокой пьезопроводностью, чем нефтеносный пласт, а всякое понижение давления в водоносном пласте приводит к малому вертикальному смещению вниз под действием упругости и силы тяжести вышележащих пород, т.е. глинистого непроницаемого пропластика, нефтеносного пласта и надпластового массива пород, Поскольку восстановление упругих сил после сжатия происходит с запаздыванием, то в последующем полуцикле восстановления давления также происходит сжатие нефтеносного пласта с отжатием части нефти, устремляющейся к добывающей скважине под действием перепада давления между пластом и добывающей скважиной, так как нефтяной пласт подвергается волновому воздействию непосредственно в процессе отбора пласто1677272 вых жидкостей добывающей скважиной.

При низкочастотном колебателoíîì воздействии, которое возбуждается по данному способу, соблюдается и требование превышения периода колебания над временем релаксации напряжений в породе, которое составляет для пород — коллекторов величину порядка 10 — 10 с. Выполнение этого условия обеспечивает реализуемость описанного механизма нефтеизвлечения по способу. Как видно, способ эффективен и при отсутствии непроницаемого пропластка между нефтеносным и водоносным пластами в случае застойности нефтяного пласта и отсутствии возмсжности массообмена через поверхность кон.акта нефтяного и водоносного пластов, когда контакт практически непроницаем.

Способ осуществляют следующим образом.

По данным бурения, геофизическим материалам, результатам пробной и промышленной эксплуатации выделяют застойный нефтяной пласт, соседний с нижерасположенным водоносным пластом, имеющим повышенное пластовое давление, но не имеющим гидродинамической связи с нефтяным пластом по простиранию пластов, Об этом свидетельствует низкое пластовое давление в нефтеносном пласте. Вскрывают в добывающей скважине сначала нефтеносный пласт и уточняют пластовое давление по статическому уровню жидкости в скважине.

Вскрывают нижележащий водоносный пласт с повышенным пластовым давлением и следят за восстановлением давления до повышенного уровня вследствие внутрискважинного сообщения пластов в нефтеносном пласте. Наблюдение ведут либо по скважинам, расположенным на контуре питания нефтеносного пласта, либо в самой добывающей скважине по моменту установления уровня жидкости. С использованием данных Q прочностных свойствах породы пластов определяют допустимую амплитуду колебаний давления в пласте, которая не должна превышать предел усталостной прочности породы на растяжение. По результатам гидродинамических исследований определяют скорость распространения возмущений в нефтеносном и водоносном пластах (скорость звука) и с учетом расстояния от добывающей скважины до контура питания в нефтеносном пласте определяют требуемую величину периода (частоты) возбуждаемых колебаний из условия, .чтобы длина четвертьволны была не меньше расстояния отдобывающей скважины до контура питания в нефтеносном пласте.

С учетом того, что скорость звука в нефтеводоносных пластах может иметь порядок

1000 м/с, а радиус контура питания может иметь порядок 100 м, требуемый период колебаний давления может иметь одну или несколько секунд. Колебания давления с такими периодами возбуждаются при отборе жидкости скважинной штанговой насосной установкой в результате колебания уровня жидкости в скважине от периодического

10 всасывания жидкости при ходе плунжера вверх. С периодом колебаний такого же порядка происходят колебания давления в скважине в процессе отбора жидкости погружной эл ктроцентробежной установкой.

В обоих случаях амплитууа колебаний давления имеет порядок 10 МПа, что в большинстве случаев меньше усталостной прочности пород-коллекторов на растяжение, и в этих случаях удобно и технологично

20 возбуждать колебания давления в добывающей скважине использованием упомянутых установок для отбора жидкости. В других случаях можно испольэовать специальные возбудители гидродинамических колеба25 (до 4 вес, ). Низкое пластовое давление в нефтеносном пласте объясняется длительной добычей нефти и свидетельствует об отсутствии гидродинамического сообщения между пластами. Контур питания в нефтя50

55 ном пласте располагается на расстоянии

100 м от добывающей скважины. По данным гидропрослушивания скважин скорость звука в пластах около 1800 м/c., максимальное время восстановления пластового давления в нефтеносном пласте 21 ч., сжимаемость ний, функционирующие также непосредственно в процессе отбора скважинной жидкости в добывающей скважине.

Пример . Способ используют для

30 добычи нефти из слоистой залежи, сложенной застойным нефтеносным пластом. водоносным пластом с повышенными пластовым давлением и проницэемостью и непроницаемым глинистым пропластиком между пласта35 ми. Глубина до кровли нефтеносного пласта

820 м, толщина нефтеносного пласта 15 м, толщина водоносного пласта 25 м, толщина глинистого пропластка 3 м.

Нефтеносный пласт сложен глинизиро40 ванным песчаником проницаемостью

10 м, водоносный пласт сложен мелкозернистым песчаником проницаемостью 3 10 м . Пластовое давление в нефтеносном пласте 0,15 МПа, пластовое

45 давление в водоносном пласте 3,5 МПа.

Нефть в пластовых условиях имеет слабую подвижность, что объясняется глинизированностью породы, а также присутствием в составе нефти парафина (до 6 вес. ) и смол

1677272

Подставляя в соотношение (4) f - 1/Т1/2-0,5 с получаем а -0,25(9-65) 10

50 (5) Как видно из выражения (5), величина практически равна нулю, поэтому показательная функция ехр f - a (r-r<) в формуле (3) 55 равна единице, в связи с чем формулу (3) можно записать в виде (6) породы 0,1.1 Па, пористость породы 0,2 прочность породы на растяжение 24 10

МПа. Радиус добывающей скважины 0,1 м.

Так как скорость звука в пласте составляет 1800 м/с, а расстояние от добывааю- 5 щей скважины до контура питания 100 м, то при периоде одного колебания Т длина волны равна 1800 х Т, а длина четвертьволны должна быть больше или равна 100 м, т,е, длина четвертьволны должна быть не мень- 10 ше величины, находимой из соотношения

0 25x 1800 x Т= 100 (1)

Отсюда получается, что период волны должен удовлетворять соотношению

Т 2 (2)

Этому условию отвечают колебания давления, возбуждаемые в добывающей скважине погружной злектроцентробежной установкой в процессе отбора жидкости. 20

Возбуждаемые колебания имеют период 2с.

Амплитуда колебаний давления при этом составляет 1,5 10 МПа, что меньше предела усталостной прочности породы на растяжение, составляющего 8 10 МПа. 25

Потенциальный дебит нефтеносного пласта при использовании заявляемого способа можно оценить следующим образом.

Вначале определяют степень затухания волны в водоносном пласте, с помощью ко- 30 торого нефтеносный пласт и подвергается колебаниям, при этом используют формулу

7(>) г .7 г — -ехо(-cc(v-,)) (3)

У где I — интенсивность " возбуждаемых в 35 скважине колебаний;

l(r) — интенсивность колебаний в пласте на расстоянии r от добывающей скважины радиусом r<, а- коэффициент затухания колебаний 40 в водоносном пласте.

Значения коэффициента а для продольных и поперечных волн зависят от частоты колебаний и находятся из соотношения а =(9 — 65) 10." Р, (4) 45 где f — частота колебаний.

Расчет по соотношению (6) приведен в таблице (с точностью до сотых долей единицы).

Как следует иэ таблицы, практически заметным волновым воздействием охватывается часть пласта радиусом 100 м вокруг добывающей скважины, т.е. в границах контура питания в нефтеносном пласте, причем среднее значение степени затухания в этой области пласта l(r)/(о = 0,12. С учетом того, что максимальная амплитуда колебания давления (в скважине) составляет 1,5 10

МПа, получаем с учетом средней степени затухания среднюю амплитуду колебаний давления в пласте 1,5 10 х 0.12 = 0,18 10

МПа.

Продолжительность времени, за которое происходит охват четвертьволной области нефтеносного пласта радиусом 100 и при скорости распространения возмущения

1800 м/с, составляет 100:1800 = 0,06 с, т.е. охват происходит практически мгновенно, следовательно, рассматриваемая область пласта подвергается колебательному отжатию нефти с колебательным же заполнением отжимаемого обьема нефти водой с контура питания на фоне установившегося перепада давления между пластом и добывающей скважиной, Поскольку абсолютная величина сжатия мала и находится в упругой области деформации. то изменение порового объема при этом описывается известным соотношением.

h,V=mPVooh, Р. (7) где Ь V — изменение порового обьема;

m — пористость породы;

Р- коэффициент упругой сжимаемости породы;

Чо — исходный объем пласта;

ЬР— средняя амплитуда колебанийдавления в пласте, Подставляя в соотношение (7) численные значения величин, получаем количество однократно отжимаемой нефти

Л Ч = 0,2 х 10 х 47 10 х 0,18 10 10—

0,0017 м (8)

Так как за одно колебание процесс сжатия совершается дважды (в двух четвертьволнах), а период одного колебания 2 с, то за сутки получают нефти потенциально

0,0017 х 2 х 86400: 2 =- 147 м (9)

Однако поскольку радиус стока вокруг добывающей скважины на один-два порядка меньше радиуса контура питания, в сторону которого также может отжиматься часть нефти, по потенциальный дебит одной добывающей скважины может составить ..т

1677272

100

2,5

0.20 0,14

0.03

0,04

0,06

0,10

0,31

Составитель И.Соколов

Редактор IN.Êåëåìåø Техред М.Моргентал Корректор Л.Бескид

Заказ 3094 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва, Ж-35, Раушскэя наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент". г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 соответственно меньшую величину, т.е. от

1,47-14.7 м в сутки. Для отбора всего потенциального дебита нефтяного пласта способ используют во всех добывающих скважинах, расположенных на рассматриваемом участке.

После вскрытия пластов в добывающей скважине производят выдержку в течение

48 ч, что больше максимального по нефтеносному пласту времени установления повышенного давления (21 ч), а затем производят отбор жидкости из скважины с возбуждением колебаний давления с помощью погружной электроцентробежной установки.

Формула изобретения

Способ добычи нефти иэ слоистой нефтеводоносной залежи, включающий вскрытие в добывающей скважине застойного нефтеносного пласта с низким пластовым давлением и нижележащего водоносного пласта с повышенным давлением и отбор

5 пластовой жидкости с возбуждением колебаний давления, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при расширении его области применения, после вскрытия пластов в добывз10 ющей скважине производят выдержку во времени до установления повышенного давления в нефтеносном пласте, а при отборе пластовой жидкости возбуждают колебания давления с амплитудой в пределах

15 усталостной прочности породы на растяжение и с длиной четвертьволны не менее расстояния между добывающей скважиной и контуром питания в нефтеносном пласте.