Способ разработки зонально не однородных по коллекторским свойствам залежей нефти

 

Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по проектной сетке скважин, проведение геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии и последующую закачку вытесняющего агента в зоны слабой проницаемости. Закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления на величину начального давления сдвига нефти между зонами отбора и водоносной областью. Осваивают под нагнетание вытесняющего агента скважины, которые на залежи имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового и наименьшую гидропроводность. По мере восстановления пластового давления по залежи осваивают под нагнетание вытесняющего агента дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью темпа восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью. 7 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки зонально-неоднородного пласта с избирательным воздействием на плохо проницаемую часть пласта [1] Недостатки способа: величины проницаемости для карбонатных отложений, определяемые в лабораторных условиях по кернам, по геофизическим и гидродинамическим исследованиям, сильно отличаются друг от друга, выделение зон по этим противоречивым данным может привести к случайному распределению нагнетательных скважин между зонами различной проницаемости и, как следствие, опережающей выработки запасов нефти, приуроченных к зонам повышенной проницаемости коллекторов; расположение нагнетательных скважин возможно в зоне с активной гидродинамической связью с водоносной областью, что вызовет дополнительные затраты на закачку воды.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки, включающий отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии с последующей закачкой вытесняющего агента. Последнее осуществляют после снижения пластового давления на 10-20% ниже гидростатического давления или до давления смешивающегося вытеснения. Закачку ведут до восстановления давления до гидростатического и поддерживают на этом уровне [2] Основным недостатком способа является то, что освоение скважин под нагнетание осуществляется без учета зональной неоднородности карбонатных отложений, где зоны хорошей проницаемости оконтуриваются небольшими по размерам зонами слабой проницаемости. Случайное расположение нагнетательных скважин между зонами различной проницаемости приводит к опережающей выработке запасов нефти приуроченных к зонам повышенной проницаемости.

Цель изобретения повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения охвата залежи заводнением.

Указанная цель достигается способом, включающим разбуривание залежи по проектной сетке скважин, проведение геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии и последующую закачку вытесняющего агента в зоны слабой проницаемости.

Новым является то, что закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления до величины начального градиента давления между зонами отбора и водоносной областью. Осваивают под нагнетание вытесняющего агента скважины, которые имеют на залежи наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую гидропроводность. По мере восстановления пластового давления по залежи осваивают под нагнетание вытесняющего агента дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью темпа восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью.

На фиг. 1 изображена карта проводимости опытного участка (зона I хорошей проводимости и зоны II, III слабой проводимости); на фиг. 2 карта изобар по прототипу до начала заводнения; на фиг. 3 то же, после 3 лет закачки воды в зону хорошей проводимости; на фиг. 4 то же, после 10 лет закачки воды; на фиг. 5 расчетная карта изобар по предлагаемому способу после 3 лет закачки воды в зону III; на фиг. 6 то же, после освоения закачки в зону II; на фиг. 7 то же, после освоения закачки воды в зону I.

Способ осуществляется следующим образом. Залежь разбуривают по проектной сетке скважин, после чего проводят геофизические, гидродинамические и лабораторные исследования. На основании этих исследований строят карту гидропроводности. Отбор нефти осуществляют всеми скважинами при одинаковых P_заб в режиме истощения до снижения пластового давления на величину начального градиента давления между зонами отбора и водоносной областью. Тем самым устанавливается гидродинамическая связь между нефтяной и водоносной зонами залежи.

Под начальным пороговым давлением сдвига нефти понимается перепад давления, при котором может осуществляться переток жидкости из водяной части залежи в нефтеносную при проявлении структурно-механических свойств пластовой нефти, величина которого зависит от начального градиента давления сдвига, определяемая по зависимости, полученной на основании экспериментальных работ. В процессе эксплуатации скважин по кварталам строят карты изобар, при помощи которых устанавливают зоны со слабым подпором вод законтурной области, уточняют границы и размеры зон с низкими коллекторскими свойствами, тупиковые зоны. В этих зонах происходит резкое снижение пластового давления при сравнительно малых отборах жидкости.

Осваивают под нагнетание вытесняющего агента скважины, которые на залежи имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую гидропроводность по возможности рассредоточенные по площади. При этом происходит вытеснение нефти из пониженных слабопроницаемых и со слабым подпором вод водоносной области к высокопроницаемым возвышенным частям залежи. В слабопроницаемой зоне создаются более высокие давления, чем в хорошо проницаемой зоне, что приводит к выравниванию коэффициента охвата пласта фильтрацией на этих различных участках, и следовательно, к увеличению коэффициента нефтеизвлечения в целом по залежи. Исследования показывают, что при этом коэффициент нефтеизвлечения повышается на 13% по сравнению с прототипом. Происходит восстановление пластового давления по залежи, интенсивность которой по различным зонам различна. На этапе восстановления пластового давления по картам изобар устанавливаются зоны, изолированные от нагнетательных скважин, линзы, тупиковые зоны. В этих зонах интенсивность восстановления давления наименьшая или отрицательная. По мере восстановления пластового давления осваивают под нагнетание воды дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью. Это приводит к дополнительному увеличению охвата залежи заводнением и увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

П р и м е р. Залежь в карбонатных отложениях разбурена по квадратной сетке с расстоянием между скважинами L 200 м. Пробурено 18 скважин. Проницаемость коллекторов (К) изменяется от 0,020 до 0,579 D и в среднем 0,196 D.

Зона повышенной проницаемости коллекторов (более 0,300 D) занимает северо-западную и центральную часть участка (фиг. 1). Уменьшение проницаемости отмечается в юго-восточном направлении. Средняя проницаемость этих зон составляет 0,100 D. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,8 до 10 м в среднем 6,4 м, отмечается уменьшение толщины в восточной и юго-восточной частях участка. Вязкость нефти по всем скважинам одинакова, поэтому строим карту проводимости (фиг. 1) пласта (kR), которая показывает, что на залежи выделяются 3 зоны. Проводимость этих зон резко отличается друг от друга. Балансовые запасы зон составляют соответственно: по I Q_б 1156 тыс. т, по II Q_б= 300 тыс.т, по III Q_б 900 тыс.т.

В начальной стадии отбор нефти производили на естественном режиме, определили режим работы выделенных зон. В данном случае режим залежей был близок к упругому. Определили по характеристикам вытеснения (метод Копытова) конечные коэффициенты нефтеизвлечения, которые по зонам составляют соответственно: 12, 7, 8% Для создания гидродинамической связи пластового давления снизили на величину порогового ΔР_с 18 кг/см² в слабопроницаемой зоне, средняя проницаемость по которой составляла 0,1 D.

Пороговое значение давления определяется умножением начального градиента давления сдвига нефти на расстояние между контуром нефтеносности и первыми добывающими скважинами по зависимости (Девликамов В.Б. и др. Аномальные нефти. М. Недра, 1975, с. 167): ΔP_c= G(T_плP_пл)·L=0,71·α·Θ(T_плP_пл)L (1) где G(Т_плР_пл) начальный градиент давления при пластовых значениях температуры (Т_пл) и давления (Р_пл), кгс/м²; L безразмерный коэффициент, равный для исследуемых объектов разработки 0,43; Θ (Т_плР_пл) предельное динамические напряжение сдвига пластовой нефти при пластовых значениях температуры и давления, дин/м²; m пористость коллектора; К проницаемость коллектора Θ(T_плP_пл)=0,33 + -0,0516+0,0408 0,0028 Г²_a+Г_м+Г 0,04 0,252 дин/см² (2) где А содержание асфальтенов, 10,8 мас. С содержание смол, 24,4 мас. Г_а содержание азота, м³/м³ 3,93; Г_м содержание метана, м³/м³ 5,68; Г_э содержание этана, м³/м³ 4,15; L расстояние между скважинами 200 м.

Пороговое значение перепада давления ΔР_с определили по формуле (1), которая для слабо проницаемой зоны составила 18,5 кг/см².

Замерили пластовое давление по кварталам по всему пробуренному фонду, построили карты изобар на эти даты. По картам изобар определили скважины (зоны) с наибольшей интенсивностью темпа падения пластового давления. Такими зонами при упругом режиме являются район скв. N 10, расположенный в зоне соабой гидропроводности и район скважины N 4, расположенный в зоне хорошей проводимости. После снижения пластового давления на величину ΔР_с 18 кг/см² освоили под нагнетание вытесняющего агента скважину N 10, которая имеет наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и расположена в зоне слабой гидропроводности (фиг. 5). Это вызвало повышение пластового давления в слабопроводимой зоне III и в части скважин, расположенных в зоне I хорошей проводимости. В зоне II слабой проводимости в районе скважины N 11 и в районе скважины N 4, расположенной в зоне I давление продолжало снижаться. Освоили под нагнетание воды скважину N 11 с наибольшей интенсивностью падения пластового давления, расположенную в зоне слабой проводимости (фиг. 6). При этом происходило повышение пластового давления по всей залежи, но интенсивность темпа восстановления давления в районе скважины N 4 была наименьшая по залежи. По мере обводнения продукции скважин залежи интенсивность восстановления пластового давления по этой зоне падала. Поэтому освоили под нагнетание воды из двух скважин N 3 и 4 с одинаковой интенсивностью восстановления пластового давления скважину N 4 с меньшей проводимостью в этой зоне (фиг. 7). При этом пластовое давление по всей зоне выравнивалось.

Таким образом, выбор скважины под нагнетание агента по предлагаемому способу обеспечивает разработку всех участков залежи при водонапорном режиме, происходит выранивание темпов отбора запасов различных зон. При этом коэффициент нефтеизвлечения по зонам достигает величины соответственно: 25, 20, 21% Экономический эффект от применения предлагаемого способа складывается из дополнительной добычи нефти (ΔQ_н) из II и III зон, которые по прототипу разрабатывались бы при упругом режиме с конечным коэффициентом нефтеизвлечения соответственно 7, 8% Тогда дополнительная добыча нефти составит: Q_н Q_б^II(0,20 0,07) + Q_б^III(0,21 0,08)156 тыс.т.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО НЕ ОДНОРОДНЫХ ПО КОЛЛЕКТОРСКИМ СВОЙСТВАМ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, включающий разбуривание залежи скважинами, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии с одновременным контролем пластового давления и проницаемости и последующую закачку вытесняющего агента в зоны с низкой проницаемостью, отличающийся тем, что отбор нефти в режиме истощения осуществляют до снижения пластового давления на величину начального давления сдвига нефти между зонами отбора и водоносной областью, при этом под нагнетание вытесняющего агента используют скважины, которые по результатам контроля пластового давления и проницаемости имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую гидропроводность, а по мере восстановления пластового давления по залежи под нагнетание вытесняющего агента используют дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью темпа восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7