Способ разработки обводненной нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений, и может применяться при разработке обводненных нефтяных залежей. Обеспечивает повышение эффективности разработки и снижение обводненности добываемой продукции за счет установления критериев подбора скважин для регулирования объемов отбора продукции и закачки вытесняющего агента. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки. Согласно изобретению в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин. Строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину. По картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины. Затем сравнивают пластовые давления в этих зонах. На основании этого выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносной зоне превышает пластовое давление в нефтеносной зоне. Увеличивают отбор продукции относительно существующего отбора. В окружающих нагнетательных скважинах снижают или прекращают закачку вытесняющего агента до полного выравнивания давления в нефте- и водоносных зонах. По второму варианту способа разработки обводненного нефтяного пласта в добывающих скважинах, для которых пластовое давление в водоносной зоне ниже, чем в нефтеносной зоне, снижают отбор продукции относительно существующего отбора. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений, и может применяться при разработке обводненных нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи (см. патент РФ №2052082, кл. Е 21 В 43/20, 43/30 от 11.06.93 г.), включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин по площадной и блочно-замкнутой системам, нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, контроль обводненности продукции добывающих скважин и перераспределение объемов закачки рабочего агента в нагнетательные скважины, причем при размещении добывающих и нагнетательных скважин элементы площадной или блочно-замкнутой системы смещают относительно друг друга на расстояние, равное расстоянию между одноименными скважинами.

Достоинством этого способа является то, что он способствует уменьшению обводненности продукции и увеличению текущей нефтеотдачи.

Недостатком способа является то, что смещение элементов площадной или блочно-замкнутой систем скважин заранее должно быть предусмотрено проектом разработки, способ требует высоких материальных затрат для изменения размещения скважин и поэтому его затруднительно, если не невозможно, применить на уже разрабатываемых месторождениях.

Известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии (см. патент РФ №2077663, кл. Е 21 В 43/20, 43/30 от 23.09.93 г.), включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин, при этом 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 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.

Достоинством этого способа является увеличение добычи нефти, снижение добычи попутной воды.

Недостатком способа является то, что способ осуществим только на поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции не ниже 50-60%, недостаточная эффективность вследствие того, что для определения прогнозных значений объемов попутно добываемой воды и нефти требуется длительная предыстория разработки без воздействия на залежь.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ, описанный в книге Абдулмазитова Р.Г., Баймухаметова К.С., Викторина В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г., т.1, с.67, включающий отбор продукции из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки.

Достоинством способа является то, что он способствует улучшению технико-экономических показателей разработки за счет ограничения притока воды к добывающей скважине.

К недостаткам способа относится то, что он не позволяет контролировать и снижать обводненность добывающих скважин, что приводит к отбору большого количества попутной воды, а также не указывает критерии подбора скважин для регулирования объемов отбора и закачки.

Технической задачей предлагаемого способа разработки обводненной нефтяной залежи является повышение эффективности разработки и снижение обводненности добываемой продукции за счет установления критериев подбора скважин для регулирования отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

Поставленную задачу предлагаемый способ решает в двух вариантах.

По первому варианту способ включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки.

Согласно предлагаемому решению в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин, строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, затем сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах превышает пластовое давление в нефтеносных зонах, и увеличивают отбор продукции относительно существующего отбора.

В окружающих нагнетательных скважинах снижают или прекращают закачку вытесняющего агента до полного выравнивания давления в нефте- и водоносных зонах.

По второму варианту способ включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки.

Согласно предлагаемому решению в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин, строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, затем сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах ниже, чем в нефтеносных зонах, и снижают отбор продукции относительно существующего отбора.

Предлагаемые варианты способа разработки обводненной нефтяной залежи отличаются от прототипа последовательностью выполнения технологических операций и наличием новых признаков. Объединением двух вариантов способа в одну заявку связано с тем, что они решают одну задачу - повышение эффективности разработки обводненной нефтяной залежи за счет снижения обводненности добываемой продукции и расширения функциональныx возможностей регулирования отбора продукции в добывающих скважинах, выбранных по конкретным критериям.

В патентной и научно-технической литературе не известны заявляемые варианты совокупностей отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ отвечает критерию “изобретательский уровень”.

Сущность механизма снижения обводненности заключается в следующем.

На фиг.1а схематически представлен приток жидкости к добывающей скважине, забой которой расположен в точке О. (Жидкость - нефть или вода, находящиеся в залежи). Штриховая окружность с центром в точке О представляет собой контур питания, а сплошная линия, упирающаяся острием в точку О - границу языка обводнения. Заштрихованная область справа - нефтеносная зона, не заштрихованная слева - водоносная зона.

Схематически фильтрация жидкости к добывающей скважине представляет собой движение по трубкам тока, внешний конец которых находится на контуре питания, а внутренний выходит в добывающую скважину. Если давления на внешних концах трубок тока (на контуре питания) различны, следовательно, давление в нефтеносной зоне Р₂ отличается от давления в водоносной зоне P₁.

На фиг.1б представлен график изменения давления вдоль профиля AA₁ (см. фиг.1а), проведенный через добывающую скважину при условии P₁>P₂. Поскольку давление на забое добывающей скважины Р_заб меньше, чем пластовые давления P₁ и Р₂, в добывающую скважину будет притекать жидкость из обеих зон. Так как расход жидкости через трубку тока пропорционален перепаду давлений на ее концах, то при этом установится определенное соотношение величин притока из обеих зон (нефте- и водоносной), т.е. определенная величина обводненности продукции.

При уменьшении отбора продукции добывающей скважины, что эквивалентно увеличению Р_заб, приток из нефтеносной зоны будет убывать быстрее, чем приток из водоносной зоны, так как P₂<P, и при Р_заб=P₂ приток из нефтеносной зоны совсем прекратится. В то же время приток в добывающую скважину из водоносной зоны будет продолжаться, так как Р₁>Р_заб.

Так как из этих зон к добывающей скважине притекают разные жидкости (нефть и вода), то при снижении отбора продукции и из добывающей скважины, что эквивалентно увеличению Р_заб, соотношение нефти и воды будет изменяться в сторону увеличения содержания воды в добываемой продукции.

При условии Р_заб=Р₂ в добывающую скважину будет поступать чистая вода. При дальнейшем увеличении Р_заб вода из водоносной зоны пласта начнет перетекать в нефтеносную зону, оттесняя нефть к периферии пласта.

Наоборот, если увеличивать отбор продукции из добывающей скважины, то со снижением Р_заб более быстро будет расти перепад давления на концах трубок тока, исходящих из нефтеносной зоны, чем перепад давления на концах трубок тока, исходящих из водоносной зоны. Поэтому будет быстрее расти приток жидкости из нефтеносной зоны, чем из водоносной зоны, и обводненность продукции добывающей скважины будет снижаться.

Таким образом, если зона, из которой в добывающую скважину поступает вода, имеет более высокое пластовое давление, чем зона, из которой в добывающую скважину поступает нефть, то увеличение отбора продукции приведет к снижению обводненности продукции добывающей скважины, и наоборот, уменьшение отбора продукции приведет к возрастанию обводненности.

На фиг.1в представлен график изменения давления вдоль профиля AA₁ (см. фиг.1а), проведенный через добывающую скважину при условии P₂>P₁. В этом случае приток жидкости в добывающую скважину также происходит из двух зон – нефте- и водоносной, т.к. давление на забое добывающей скважины Р_заб меньше, чем пластовые давления P₁ и Р₂, и при этом также установится определенное соотношение величин притока из обоих зон, т.е. определенная величина обводненности продукции.

При увеличении отбора продукции добывающей скважины (снижении Р_заб), более быстро будет расти приток из водоносной зоны, и обводненность продукции будет расти. Наоборот, при уменьшении отбора продукции добывающей скважины (т.е. при увеличении Р_заб) обводненность продукции будет снижаться, и при Р_заб=Р₁ в скважину будет поступать чистая нефть. При дальнейшем увеличении Р_заб нефть из нефтеносной зоны начнет перетекать в водоносную зону, оттесняя язык воды от добывающей скважины.

Описанное явление характерно для всех нефтяных месторождений и залежей. С началом разработки вследствие неоднородности пласта образуются зоны с разным пластовым давлением. Из-за неравномерности компенсации отбора продукции закачкой, неоднородности пласта, длительного времени, необходимого для перераспределения и выравнивания пластового давления в процессе разработки, пластовое давление в разных зонах пласта изменяется неодинаково относительно начального, которое везде одинаково. Поэтому в добывающую скважину, в которой забойное давление поддерживается ниже пластового, притекают жидкости из зон с разным пластовым давлением.

Знание источника поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в добывающую скважину и пластового давления в этих зонах позволяет регулировать режим работы добывающей скважины так, чтобы снизить обводненность продукции.

Водоносные зоны с более высоким пластовым давлением, чем нефтеносные, могут возникать, например, в условиях превышения закачки над отбором продукции, а водоносные зоны с более низким давлением, чем нефтеносные, могут возникать, если добывающая скважина обводняется в условиях недостаточной компенсации отбора закачкой. В первом случае увеличение отбора продукции из добывающей скважины приводит к уменьшению ее обводненности, а во втором случае к снижению обводненности приводит уменьшение отбора продукции из этой скважины.

На фиг.2а схематически представлено положение фронта нагнетания и контура нефтеносности для случая обводнения добывающей скважины нагнетаемой водой (“высоконапорной”).

На фиг.2б схематически представлено положение фронта нагнетания и контура нефтеносности для случая обводнения добывающей скважины контурной водой (“низконапорной”).

На фиг.3 представлено сравнение графиков эксплуатации участков залежи при известном способе и при осуществлении предлагаемого способа.

На фиг.4 представлено сравнение обводненности продукции при известном способе и при осуществлении предлагаемого способа.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи производят отбор продукции из добывающих скважин 1, 3 и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины 2, 4. В процессе отбора продукции проводят исследования скважин: определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции добывающих скважин. По данным всех исследований строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления в добывающую скважину нефти и воды из нефте- и водоносных зон. Кроме того, определение зон, из которых в добывающую скважину поступает вода и нефть, может проводиться также путем проведения исследований с закачкой индикаторов. Затем по картам изобар, построенным по замерам пластового давления, определяют давления в зонах поступления воды и нефти и осуществляют их сравнение. В результате получают критерии выбора добывающих скважин для регулирования отборов продукции.

При обводнении добывающей скважины “высоконапорной” водой (фиг.2а), при котором пластовое давление в водоносных (промытых) зонах выше, чем в нефтеносных, производят увеличение отбора продукции, при этом происходит снижение обводненности. Предел увеличения отбора продукции определяется техническими возможностями и технологическими факторами рациональной эксплуатации скважин. При увеличении отбора продукции в добывающей скважине осуществляют временную остановку или снижение закачки в окружающих нагнетательных скважинах до полного выравнивания давления в нефтяной и водяной зонах и в дальнейшем поддерживают давление на одинаковом уровне. Тогда величина обводненности будет иметь минимально возможную величину при прочих равных условиях.

По второму варианту способа разработки обводненной нефтяной залежи производят отбор продукции из добывающих скважин 1, 3 и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины 2, 4. В процессе отбора продукции проводят исследования скважин: определяют параметры пласта, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции добывающих скважин. По данным всех исследований строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления в добывающую скважину нефти и воды из нефте- и водоносных зон. Кроме того, определение зон, из которых в добывающую скважину поступает вода и нефть, может проводиться также путем проведения исследований с закачкой индикаторов. Затем по картам изобар, построенным по замерам пластового давления, определяют давления в зонах поступления воды и нефти и осуществляют их сравнение. В результате получают критерии выбора добывающих скважин для регулирования отборов продукции.

При обводнении добывающей скважины “низконапорной” водой (фиг.2б), при котором пластовое давление в водоносных зонах ниже, чем в нефтеносных, производят снижение отбора продукции, это также приводит к снижению обводненности. Предел снижения отбора продукции определяется требованиями рентабельной работы скважины.

Варианты способа обеспечивают повышение эффективности разработки обводненной нефтяной залежи и снижение обводненности добываемой продукции за счет установления критериев подбора скважин для регулирования объемов отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

Пример конкретного выполнения.

Пример по первому варианту. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 20%, проницаемость - 0,25 мкм², нефтенасыщенность - 75%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 922,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 7 м, начальное пластовое давление - 9,6 МПа, пластовая температура - 25°С, параметры пластовой нефти: плотность - 900 кг/м³, вязкость - 13,3 мПа·с, давление насыщения - 4,99 МПа, газосодержание - 8 м³/т.

Участок разбурили проектной сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. По результатам исследования продукции добывающих скважин и закачки воды построили карты изобар, заводненных объемов. Установили, что обводненность скважины 1 составляет 56,9%. С помощью карт изобар и заводненных объемов также установили, что в скважину 1 вода поступает из области высокого давления (Р_пл=10,0 МПа), а нефть из области низкого давления (Р_пл=9,25 МПа) (фиг.2а). Для этой скважины увеличили дебит с 70 до 100 м³/сут, в результате чего обводненность снизилась и составила 45,4%.

График эксплуатации участков залежи (фиг.3а) показывает, что произошло увеличение эффективности разработки залежи (здесь кривая 1 - по известному способу, кривая 2 - после осуществления предлагаемого способа). При сравнении их становится видно, что применение предлагаемого способа позволило увеличить накопленную добычу нефти на величину до 110 тыс.т на скважину.

За период разработки участка по предлагаемому способу произошло существенное уменьшение обводненности продукции за счет снижения отбора попутно добываемой воды (фиг.4а. Здесь кривая 1 - по известному способу, кривая 2 - после осуществления предлагаемого способа). При сравнении можно увидеть, что применение предлагаемого способа позволило снизить обводненность добываемой продукции на величину до 22,6%.

Пример по второму варианту. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 20%, проницаемость - 0,25 мкм², нефтенасыщенность - 75%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 922,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 7 м, начальное пластовое давление - 9,6 МПа, пластовая температура - 25°С, параметры пластовой нефти: плотность - 900 кг/м³, вязкость - 13,3 мПа·с, давление насыщения - 4,99 МПа, газосодержание - 8 м³/т.

Участок разбурили проектной сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. По результатам исследования продукции добывающих скважин и закачки воды построили карты изобар, заводненных объемов. Для скважины 3 с обводненностью продукции 45,8% установили, что вода поступает из области низкого давления (Р_пл=9,2 МПа), а нефть из области высокого давления (Р_пл=10,1 МПа) (фиг.2б). Для этой скважины дебит снизили со 100 до 70 м³/сут, в результате чего обводненность снизилась и составила 23,2%.

График эксплуатации участков залежи (фиг.3б) показывает, что произошло увеличение эффективности разработки залежи (здесь кривая 1 - по известному способу, кривая 2 - после осуществления предлагаемого способа). При сравнении их становится видно, что применение предлагаемого способа позволило увеличить накопленную добычу нефти.

За период разработки участка по предлагаемому способу произошло существенное уменьшение обводненности продукции за счет снижения отбора попутно добываемой воды (фиг.4б. Здесь кривая 1 - по известному способу, кривая 2 - после осуществления предлагаемого способа). При сравнении можно увидеть, что применение предлагаемого способа позволило снизить обводненность добываемой продукции.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Одновременно с увеличением отбора продукции в добывающей скважине 1 снизили закатку в нагнетательной скважине 2 на 30%, в результате чего обводненность продукции добывающей скважины снизилась и составила 37,5%.

Варианты способа не требуют специальных условий разработки нефтяных залежей и применяются при использовании известного оборудования, т.е. являются промышленно применимыми.

Технико-экономическая эффективность предлагаемых вариантов способа разработки обводненной нефтяной залежи складывается из повышения эффективности разработки и снижения обводненности добываемой продукции за счет установления критериев подбора скважин для регулирования объемов отбора продукции и закачки вытесняющего агента.

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки, отличающийся тем, что в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин, строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, затем сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах превышает пластовое давление в нефтеносных зонах, и увеличивают отбор продукции относительно существующего отбора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в окружающих нагнетательных скважинах снижают или прекращают закачку вытесняющего агента до полного выравнивания давления в нефте- и водоносных зонах.

3. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля пластового давления в нефте- и водоносных зонах и регулирование разработки, отличающийся тем, что в процессе отбора определяют обводненность продукции добывающих скважин, строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют источники поступления нефти и воды из нефте- и водоносных зон в каждую добывающую скважину, по картам изобар определяют пластовое давление в нефте- и водоносных зонах для каждой добывающей скважины, затем сравнивают пластовые давления в этих зонах, на основании чего выбирают добывающие скважины, для которых пластовое давление в водоносных зонах ниже, чем в нефтеносных зонах, и снижают отбор продукции относительно существующего отбора.

РИСУНКИ

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