Способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии

 

Месторождение разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, устанавливают остаточные запасы с помощью характеристик вытеснения в поздней стадии разработки, закачивают вытесняющий агент и отбирают продукцию скважин. По каждой добывающей скважине определяют прогнозные объемы попутно добываемой воды и нефти. На основании этих данных определяют прогнозный водонефтяной фактор (ВНФ). Строят карты равных характеристик ВНФ по площади. Затем залежь расчленяют на зоны с высоким и низким значениями ВНФ. В зонах с низкими значениями ВНФ проводят комплекс мероприятий, приводящих к увеличению интенсивности разработки. В зонах с высокими значениями ВНФ осуществляют комплекс мероприятий, приводящих к уменьшению отбора жидкости. 2 з.п. ф-лы. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, представленных неоднородными сложнопостроенными залежами.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с нестационарным отбором добываемой продукции и закачкой вытесняющей жидкости [1] Недостатком способа являются низкие темпы разработки нефтяного месторождения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, предусматривающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин [2] Существенным недостатком этого способа является то, что воздействием охватывается небольшая часть нефтяной залежи со всеми вытекающими отсюда негативными последствиями (низкие объемы добычи нефти и большие объемы добычи попутной воды). Необходимость бурения дополнительных скважин как для добычи нефти, так и для закачки воды приводит к росту материальных затрат и поэтому способ может применяться лишь на ограниченных участках со значительными остаточными запасами.

Целью изобретения является увеличение добычи нефти, снижение добычи попутной воды и экономия материальных затрат.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим разбуривание залежи добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин.

Новым является то, что характеристики вытеснения по каждой скважине и залежи в целом определяют при обводненности добываемой продукции 50 60% затем определяют прогнозные значения объемов попутно добываемой воды и нефти, на основании которых рассчитывают прогнозный водонефтяной фактор в соответствии с выражением: где α тангенс угла наклона зависимости, V_в.ост. f(V_ж.ост.), V_в.ост., V_ж.ост. накопленные объемы добычи воды и жидкости в долях от остаточных извлекаемых запасов нефти; Q^н_q,Q^в_q накопленная добыча соответственно нефти и воды, к рассматриваемому моменту времени, тыс.т.

с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади, после чего на залежи выделяют зоны с высоким и низким значениями водонефтяного фактора, при этом в зонах с низкими значениями фактора проводят мероприятия по увеличению отбора, жидкости, а в зонах с высокими значениями по уменьшению отбора жидкости.

В качестве мероприятий по увеличению отбора жидкости используют форсированный ее отбор или закачку ПАВ, а в качестве мероприятий по уменьшению отбора жидкости циклический отбор и закачку с переменной фильтрационных потоков или закачку полимерного раствора.

На чертеже представлена схема размещения скважин с нанесением изолиний ВНФ согласно предлагаемому способу.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь, представленную неоднородными коллекторами как по толщине, так и по площади, разбуривают системой добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатируют до обводненности добываемой продукции 50 60% Строят характеристики вытеснения по каждой скважине и в целом по залежи, по которым определяют прогнозные значения добычи нефти и воды для определенного значения предельной обводненности, рассчитывают ВНФ по следующей зависимости: где α тангенс угла наклона зависимости
V_в.ост. f(V_ж.ост.)
V_в.ост. и V_ж.ост. накопленные объемы нефти и жидкости в долях от остаточных извлекаемых запасов нефти;
Q^н_q,Q^в_q накопленная добыча соответственно нефти и воды к рассматриваемому моменту времени, тыс.т.

Для этих расчетов используют характеристики вытеснения по методу Казакова А.А. (Т.П.Миронов и В.С.Орлов. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении, М. Недра, 1977, с. 140-141).

При обводненности менее 50% характеристики вытеснения нельзя использовать для прогноза.

Наносят значение ВНФ для каждой добывающей скважины на схеме размещения скважин и строят карту изолиний ВНФ (см. чертеж). Разделив площадь залежи минимум на две части по линии равных ВНФ, получаем зоны, для которых необходимо применить совершенно разный комплекс мероприятий для их эффективной выработки. В рассмотренном примере изолиния ВНФ, равная пяти, выделяет половину площади залежи. В других случаях возможна изолиния другого значения ВНФ. Важно то, что залежь делится по площади на два примерно равных участка. По экономическим соображениям может быть выделено и несколько зон.

В данном примере в первой зоне расположены скважины с прогнозным водонефтяным фактором, равным пяти и менее. Эта зона характеризуется относительно второй зоны (с ВНФ более 5) более низкими коллекторскими характеристиками (средняя проницаемость 0,3 мкм³), более отдалена от источников заводнения и имеет большие нефтенасыщенные толщины (10 12 м). Вторая зона характеризуется более высокими коллекторскими характеристиками (средняя проницаемость 0,5 мкм²), расположена на близком расстоянии от источников заводнения, нефтенасыщенные толщины несколько ниже (7 9 м). В связи с этим для этих двух зон используют различные между собой мероприятия, позволяющие выравнить процесс разработки по всей площади. Для первой зоны более эффективны гидродинамические и физико-химические методы повышения нефтеизвлечения с одновременным побочным эффектом интенсификации добычи. Из гидродинамических методов для этой зоны наиболее приемлем форсированный отбор жидкости, а из физико-химических кислотные обработки, закачка ПАВ и т.д.

Для второй зоны приемлемы методы, замедляющие отбор воды с одновременным снижением темпа разработки. Из гидродинамических методов эффективно применение циклической закачки и отбора, перемена направлений фильтрационных потоков, из физико-химических закачка оторочки полимерного раствора и т.д.

Благодаря указанным мероприятиям происходит интенсивный отбор жидкости и соответственно более дешевой нефти с меньшим содержанием попутной воды из первой зоны. Из второй зоны замедляется отбор более дорогой нефти с большим содержанием попутной воды. Происходит регулирование разработки залежи. Более интенсивный отбор из менее заводненной зоны приводит к выравниванию темпов отбора по всей площади, а циклический отбор в более заводненной зоне замедляет движение фронта вытеснения в этой части, тем самым так же выравнивая вытеснение. Применение соответствующих физико-химических методов для каждой зоны усиливает вышеописанный процесс. Кроме того, эти методы увеличивают нефтеизвлечение за счет улучшения процесса вытеснения.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере разработки участка залежи, который разбурили системой нагнетательных и добывающих скважин.

Подсчет запасов показал, что на участке содержится 1600 тыс.т балансовых и 800 тыс.т извлекаемых запасов.

Скважины пустили в работу. При достижении средней обводненности по участку 60% построили характеристики вытеснения по каждой скважине и определили прогнозные значения водонефтяного фактора за период доразработки при неизменных режимах работы скважин. По данным расчетов построили карту равных ВНФ (см. чертеж). Изолиния, соответствующая ВНФ, равному 5, делит площадь примерно на две равные части. В зоне с низким ВНФ (менее 5) провели форсированный отбор добываемой продукции. Для этого забойные давления с 7,0 МПа снизили до 3,0 МПа. Суммарная производительность скважин этой зоны повысилась с 39 т/сут до 58,5 т/сут. При средней обводненности добываемой продукции 60% дебит нефти увеличился с 15,6 т/сут до 23,4 т/сут. В другой зоне провели циклированный отбор добываемой продукции с полуциклом 30 дней. Отбор жидкости в этой зоне снизился с 36 т/сут до 18 т/сут.

Таким образом, суммарный дебит нефти в этой зоне сохранился на уровне 7,2 т/сут при значительном снижении отбора жидкости (в 2 раза). В целом по участку дебит жидкости увеличился с 75 т/сут до 76,5 т/сут, дебит нефти с 22,8 до 30,6 т/сут. За год будет добыто 2,65 тыс.т дополнительной нефти при добыче 0,51 тыс.т дополнительной жидкости.

Формула изобретения

1. Способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии, включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин, отличающийся тем, что характеристики вытеснения по каждой скважине и залежи в целом определяют при обводненности добывающей продукции 50 60% затем определяют прогнозные значения объемов попутно добываемой воды и нефти, на основании которых рассчитывают прогнозный водонефтяной фактор в соответствии с выражением

где α тангенс угла наклона зависимости V_в.ост f (V_ж.ост);
V_в.ост, V_ж.ост накопленные объемы добычи воды и жидкости в долях от остаточных извлекаемых запасов нефти;
Q^н_q, Q^в_q накопленная добыча соответственно нефти и воды к рассматриваемому моменту времени, тыс.т,
с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади, после чего на залежи выделяют зоны с высоким и низким значениями водонефтяного фактора, проводят мероприятия по увеличению отбора жидкости, а в зонах с высокими значениями по уменьшению отбора жидкости.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве мероприятий по увеличению отбора жидкости используют форсированный отбор или закачку ПАВ.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве мероприятий по уменьшению отбора жидкости используют циклический отбор и закачку с переменой фильтрационных потоков или закачку полимерного раствора.

РИСУНКИ

Рисунок 1