Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с проведением различных геолого-технических мероприятий на скважинах. Например, таких как интенсификация притока (стимуляция скважин), водоизоляционные работы. Обеспечивает повышение эффективности доразработки нефтяного месторождения за счет сокращения отбора попутной воды, не снижая при этом нефтеотдачу пластов, что приведет к сокращению затрат на добычу, транспорт и подготовку нефти за счет меньшего количества воды в добываемой продукции. Сущность изобретения: способ включает нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи. Согласно изобретению строят карты изобар, карты заводненных объемов и карты направлений фильтрационных потоков, находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода, определяют пластовые давления в найденных областях, из которых в данную скважину притекают нефть Р₂ и вода Р₁, и сравнивают их между собой. При этом, если давление в области, из которой притекает вода P₁, выше, чем давление в области, из которой притекает нефть Р₂, или они имеют равные значения, проводят обработку призабойной зоны по восстановлению или повышению продуктивности. В дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не менее первоначальной величины. Если давление в области, откуда притекает вода Р₁, ниже, чем давление в области, откуда притекает нефть Р₂, проводят водоизоляционные работы и в дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не более первоначальной величины. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 8 ил.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с проведением различных геолого-технических мероприятий на скважинах, таких как интенсификация притока (стимуляция скважин), водоизоляционные работы и т.д.

Известен целый ряд способов планирования геолого-технических мероприятий на основе анализа геолого-технической информации, в частности диагностирования взаимодействия скважин по коэффициентам ранговой корреляции [Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону. М., ВНИИ, 1974 г.], контроля фактического распространения фронта вытеснения нефти [Авторское свидетельство СССР №1631166, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г., бюл. №8., Авторское свидетельство СССР №1693233 А1, кл. Е 21 В 43/20, 1991 г., бюл. №43], применение системной технологии [РД 39-014703 5-254-88р. Руководство по применению системной технологии разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, М., ВНИИ, 1987 г.] и т.д.

Известные способы недостаточно эффективны, что или связано со статистическим характером критериев, на основе которых принимаются решения, или пригодны только для начальной стадии разработки месторождений, когда еще можно проследить продвижение контуров вытеснения. Системный подход всем хорош, однако требует полного учета взаимосвязей текущих параметров разработки, иначе он становится также недостаточно эффективным.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности способ доразработки нефтяных месторождений [Патент Российской Федерации №2072033 С1, кл. Е 21 В 43/20, 1997 г., бюл. №2], включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи. При этом предварительно определяют коэффициенты целесообразности изменения режимов закачки и отборов и в зависимости от их величины рекомендуют или ограничение отборов жидкости путем селективной изоляции водопроводящих каналов пласта, или выравнивание профиля приемистости ближайших нагнетательных скважин или рекомендуют увеличить отборы жидкости путем проведения обработки призабойной зоны по восстановлению или повышению продуктивности, при этом используют карты текущих потенциальных отборов для отражения степени снижения продуктивности скважины с учетом естественного роста обводненности продукции, а мероприятия по селективной изоляции водопроводящих каналов пласта осуществляют на скважинах, выбранных по величине обобщенной функции желательности проведения обработки призабойной зоны, при этом проводят дополнительное комплексное регулирование разработки месторождения, при котором осуществляют построение и анализ карт текущей нефтенасыщенности, средневзвешенной по разрезу проницаемости, накопленного водонефтяного фактора и линий равного взаимодействия между скважинами.

Достоинством известного способа является то, что он позволяет увеличить добычу нефти.

Недостатком известного способа является то, что не учитывается распределение пластового давления по площади залежи и его различие между заводненными и невыработанными участками залежи, а также не учитывается зависимость обводненности продукции от депрессии на пласт, что приводит к снижению эффективности доразработки за счет увеличения отбора попутно добываемой воды. В результате растут материальные, трудовые и финансовые затраты на добычу, транспорт и подготовку нефти.

Вся обширная совокупность карт, используемых в известном способе, тем не менее не дает достаточно полной информации для анализа и планирования геолого-технических мероприятий в скважинах.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности доразработки нефтяного месторождения за счет сокращения отбора попутной воды, не снижая при этом нефтеотдачу пластов, что приведет к сокращению затрат на добычу, транспорт и подготовку нефти за счет меньшего количества воды в добываемой продукции.

Поставленную задачу предлагаемый способ решает в двух вариантах.

По первому варианту способ включает нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи.

Новым является то, что строят карты изобар, карты заводненных объемов и карты направлений фильтрационных потоков, находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода, определяют пластовые давления в найденных областях, из которых в данную скважину притекают нефть Р₂ и вода P₁, и сравнивают их между собой, при этом, если давление в области, из которой в данную скважину притекает вода Р₁, больше, чем давление в области, из которой в данную скважину притекает нефть Р₂, или если эти два давления равны, проводят обработку призабойной зоны по восстановлению или повышению продуктивности и в дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не менее первоначальной величины.

По второму варианту способ включает нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи.

Новым является то, что строят карты изобар, карты заводненных объемов и карты направлений фильтрационных потоков, находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода, определяют пластовые давления в найденных областях, из которых в данную скважину притекают нефть Р₂ и вода P₁, и сравнивают их между собой, при этом, если давление в области, из которой в данную скважину притекает вода Р₁, меньше, чем давление в области, из которой в данную скважину притекает нефть Р₂, проводят водоизоляционные работы, и в дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не более первоначальной величины.

Согласно предлагаемым вариантам способа снижение объемов попутно добываемой воды происходит за счет проведения геолого-технических мероприятий по добывающим скважинам с последующим изменением режимов отборов. Мероприятия по интенсификации притока жидкости осуществляют на скважинах, обводненных "высоконапорной" водой, которые выбирают по данным карт изобар, карт заводненных объемов и карт фильтрационных потоков. Мероприятия по ограничению водопритока осуществляют на скважинах, обводненных "низконапорной" водой, которые выбирают по данным тех же карт.

Предлагаемые варианты способа доразработки нефтяного месторождения отличаются от прототипа последовательностью выполнения технологических операций и наличием новых признаков: совместное использование карт изобар, карт заводненных объемов и карт фильтрационных потоков так, что по ним находятся области, откуда притекают нефть и вода в добывающие скважины, определяются и сравниваются между собой давления в этих областях и в зависимости от результата сравнения выбирается вид геолого-технического мероприятия.

Объединение двух вариантов способа в одну заявку связано с тем, что они решают одну задачу - повышение эффективности доразработки нефтяного месторождения при проведении различных геолого-технических мероприятий на скважинах за счет снижения обводненности добываемой продукции, не снижая при этом нефтеотдачу пластов.

Анализ патентной и научно-технической литературы показал соответствие предлагаемого способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

На фиг.1 представлена диаграмма давлений при обводнении скважины "высоконапорной" водой.

На фиг.2 представлена диаграмма давлений при обводнении скважины "низконапорной" водой.

На фиг.3 представлена фактическая характеристика вытеснения для скважины №16471 НГДУ "Лениногорскнефть".

На фиг.4 представлена фактическая характеристика вытеснения для скважины №5788 НГДУ "Альметьевнефть".

На фиг.5 представлена структурная карта по кровле турнейского яруса с указанием расположения скважин.

На фиг.6 представлены фактическая и модельная зависимости водонефтяного фактора по годам разработки.

На фиг.7 представлено распределение пластового давления на 12 году разработки.

На фиг.8 представлено распределение пластового давления на 20 году разработки.

Сущность изобретения

В процессе разработки нефтяного месторождения создается неравномерное поле пластового давления, которое до начала эксплуатации является везде постоянным. Факторами, определяющими возникающую неоднородность пластового давления, являются закачка и отбор жидкости из пласта, неоднородность фильтрационных свойств пласта и различие в физических свойствах воды и нефти. Неоднородное поле распределения пластового давления отображается на карте изобар.

При работе добывающих скважин флюиды, поступающие в нее, притекают из разных областей пласта, характеризующихся, в силу вышесказанного, разным пластовым давлением.

Вода, прорываясь в скважину, поступает в нее из области, находящейся под давлением, в общем случае отличающимся от давления в той области, откуда в скважину поступает нефть. В силу этого при изменении депрессии на пласт (и, соответственно, отбора жидкости из скважины) меняется соотношение количества притекающей в скважину воды и нефти, т.е. меняется обводненность продукции.

Величину притока жидкости в добывающую скважину можно изменить либо путем изменения ее забойного давления, либо путем изменения ее коэффициента продуктивности. Забойное давление Р_заб устанавливается в соответствии с проектом разработки и требованиями нормальной работы насосного оборудования. Поэтому изменение забойного давления не всегда рационально, а в ряде случаев и технически неосуществимо. Например, технологическими ограничениями могут быть появление песка в продукции скважины, смыкание естественных трещин в пласте, необходимость компенсировать снижение добычи за счет простоев соседних скважин, а техническими - невозможность уравновешивания станка-качалки при малой глубине подвески насоса, невозможность спуска насоса на необходимую глубину вследствие резкого искривления ствола скважины, высокое содержание газа на приеме насоса, прочность колонны штанг и т.п.

В таких случаях единственно возможным способом регулирования дебита скважины остается изменение ее коэффициента продуктивности, которое достигается путем проведения ремонтных работ по увеличению (интенсификация притока, или стимуляция скважин) или уменьшению (изоляция или отключение обводнившихся интервалов пласта) проводимости призабойной зоны.

Общая депрессия на пласт ΔР складывается из двух величин:

ΔР=ΔР_ф+ΔР_скин, где

ΔP_ф - перепад давления, затрачиваемый на фильтрацию жидкости в пласте к призабойной зоне скважины;

ΔР_скин - перепад давления, затрачиваемый на преодоление фильтрационного сопротивления в призабойной зоне скважины.

После успешно проведенной стимуляции скважин проводимость призабойной зоны увеличивается, ΔР_скин уменьшается. При уменьшении ΔР_скин при постоянном забойном давлении Р_заб возрастает перепад давления, вызывающий фильтрацию флюидов в пласте ΔР_ф, что ведет к увеличению дебита жидкости.

При изоляционных работах, наоборот, проводимость призабойной зоны уменьшается, ΔР_скин увеличивается, что в свою очередь ведет к снижению дебита жидкости при том же забойном давлении.

Пусть вода притекает из области с давлением Р₁, а нефть из области с давлением Р₂ и пусть Р₁>Р₂. Тогда при снижении скинового перепада давления ΔР_скин приток нефти будет возрастать в большей степени, чем приток воды, и обводненность продукции будет снижаться (см. фиг.1).

Таким образом, в скважинах, которые обводняются "высоконапорной" водой, целесообразно проводить мероприятия по интенсификации притока, приводящие к росту дебита по жидкости и снижению обводненности продукции. При этом рост дебита по жидкости будет сопровождаться снижением обводненности продукции.

Пусть теперь вода притекает из области с давлением P₁<P₂, меньшим, чем давление в области, откуда притекает нефть. В этом случае снижение проницаемости призабойной зоны в результате мероприятий по ограничению водопритока (водоизоляционных работ) приведет к увеличению ΔР_скин и некоторому снижению дебита скважины по жидкости при том же значении забойного давления Р_заб. При этом приток воды снизится более значительно, чем приток нефти, и соответственно снизится обводненность продукции (см. фиг.2). Таким образом, успешно проведенные мероприятия по изоляции воды в данных условиях приведут к снижению обводненности продукции. Вода с течением времени обойдет установленный экран, и эффект окажется непродолжительным. Однако скин-эффект останется, и он будет определять соотношение воды и нефти в продукции скважины.

Обе группы скважин легко выявить при анализе промыслового материала. Скиновый перепад давления ΔР_скин медленно растет во времени за счет постепенного роста загрязнения призабойной зоны скважины в процессе ее эксплуатации. При постоянстве поля распределения пластовых давлений (т.е. неизменности режимов работы скважин рассматриваемого участка) обводненность продукции будет меняться во времени за счет того, что состояние призабойной зоны постепенно ухудшается в процессе эксплуатации (растет скин-фактор за счет ее загрязнения). На фоне снижения дебита жидкости во времени будет расти обводненность продукции скважин первой группы. При этом скорость нарастания обводненности будет выше, чем скорость ее нормального роста, за счет выработки запасов нефти (фиг.3). Характеристика вытеснения дает зависимость водного фактора от накопленного отбора жидкости. Отображение водного фактора, а не обводненности связано с тем, что такая характеристика менее подвержена влиянию случайных колебаний обводненности, которая всегда имеет место в промысловой практике.

В аналогичных условиях скважины второй группы, обводняющиеся "низконапорной" водой, будут отличаться тем, что обводненность их снижается во времени. Поскольку скорость такого снижения обводненности выше, чем скорость ее нормального роста, за счет выработки запасов нефти, то такое явление можно увидеть на характеристиках вытеснения (фиг.4). Количество скважин второй группы меньше, чем количество скважин первой группы, однако они есть и при желании их всегда можно найти на месторождении.

В случае же равенства пластовых давлений в областях, откуда притекают вода и нефть в данную добывающую скважину Р₁=Р₂, обводненность ее продукции не зависит от скин-фактора призабойной зоны (и, соответственно, от изменений темпа отбора жидкости и забойного давления), испытывая лишь медленный и неуклонный рост в соответствии со степенью выработки запасов.

Из вышеизложенного вытекает способ доразработки нефтяных месторождений по первому варианту:

1. Строят карты изобар, карты заводненных объемов, карты направления фильтрационных потоков.

2. По картам заводненных объемов и картам фильтрационных потоков находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода.

3. Сравнивают пластовые давления в этих областях.

4. Если пластовое давление Р₁ в области, откуда поступает в данную скважину вода, выше, чем Р₂ в области, откуда поступает нефть, проводят в этой скважине работы по интенсификации притока и в дальнейшем эксплуатируют ее при депрессии не менее первоначальной величины. Для такой скважины чем выше отбор жидкости, тем меньше будет обводненность продукции.

5. Если пластовое давление Р₁ в области, откуда поступает в данную скважину вода, равно давлению Р₂ в области, откуда поступает нефть, также проводят в этой скважине работы по интенсификации притока и в дальнейшем эксплуатируют при депрессии не менее первоначальной величины. Для такой скважины обводненность продукции не зависит от темпов отбора жидкости.

Способ доразработки нефтяного месторождения по второму варианту:

1. Строят карты изобар, карты заводненных объемов, карты направления фильтрационных потоков.

2. По картам заводненных объемов и картам фильтрационных потоков находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода.

3. Сравнивают пластовые давления в этих областях.

4. Если пластовое давление Р₁ в области, откуда поступает в данную скважину вода, ниже, чем Р₂ в области, откуда поступает нефть, проводят в этой скважине работы по селективной изоляции водопроводящих каналов пласта и в дальнейшем эксплуатируют ее при депрессии не более первоначальной величины. Для такой скважины обводненность будет тем меньше, чем ниже отбор жидкости.

Пример конкретного осуществления способа.

Разрабатывают нефтяную залежь турнейского яруса на одном из мелких месторождений Татарстана. Границей залежи служит контур нефтеносности. Водонефтяной контакт отбит на отметке -985 м. На залежи пробурено пять скважин (№№5056, 5060, 5061, 5064, 5066), которые размещены в соответствии с фиг.5.

Коллекторские характеристики пласта: средняя пористость 11%, средняя проницаемость 110 мД, средняя эффективная мощность 12 м, начальная нефтенасыщенность 77%. Вязкость нефти 20 мПа с, плотность 860 кг/м³. Начальное пластовое давление 10 МПа.

В процессе разработки залежи замеряли дебиты нефти и жидкости, пластовые давления, обводненность продукции скважин, анализировали свойства пластовой нефти и попутной воды, контролировали забойные давления и время работы скважин. Подсчитывали накопленную добычу нефти и воды. Строили графики разработки и все карты, необходимые для анализа разработки и планирования геолого-технических мероприятий.

Технологические показатели разработки показаны на фиг.6. Фактические показатели изображены линией с квадратными маркерами. Линией с ромбическими маркерами показаны базовые показатели, полученные моделированием с помощью компьютерной программы фирмы Ландмарк по известному способу.

В начале разработки все пять скважин являлись добывающими. На 9 году эксплуатации приконтурные скважины начали обводняться. Обводненность продукции залежи уже через три года после начала обводнения достигла 60%.

Было установлено, что при этом происходит обводнение краевыми водами приконтурных скважин (№№5056, 5060, 5064, 5066), Центральная скважина №5061 работает без воды, однако в центральной нефтяной части залежи вследствие отбора нефти пластовое давление постепенно падает и становится ниже давления в законтурной области (см. фиг.7).

Таким образом, возникают условия обводнения приконтурных скважин "высоконапорной" водой. В этих условиях производят выполнение способа по первому варианту.

Было принято решение на 12 году эксплуатации провести работы по стимуляции добычи нефти. Скин-фактор в результате проведения этих работ уменьшился от первоначального значения, равного 0, до значения -2. Начиная с 13 года эксплуатации добыча воды в результате проведенного мероприятия стала снижаться (см. фиг.6), обводненность постепенно упала до 55%.

Эффект от мероприятия длился 7 лет и закончился на 20 году эксплуатации (вследствие выравнивания пластовых давлений в нефтяной и водяной зонах в результате закачки в центральную скважину, см. ниже). После этого снова начался рост обводненности продукции и темп роста водонефтяного фактора увеличился.

На 11 году эксплуатации в целях восстановления упавшего пластового давления в центре залежи центральная скважина №5061 была переведена под нагнетание. Давление в центральной части залежи на 20 году разработки восстановилось до первоначального пластового давления и стало несколько выше его (см. фиг.8). Направление фильтрационных потоков изменилось. Нефть из центральной части залежи стала оттесняться к периферии, где отбиралась приконтурными скважинами. В этот период разработки обводнение закачиваемой водой еще не наблюдалось.

Так как давление в центральной зоне с оставшейся нефтью стало выше, чем давление краевых вод, то создались условия обводнения скважин "низконапорной" водой. В этих условиях производят выполнение способа по второму варианту.

Было принято решение провести работы по изоляции вод в приконтурных скважинах. При этом скин-фактор в скважинах возрос до значения +2.

В результате проведенных работ на 26 году эксплуатации вновь началось снижение обводненности и водонефтяного фактора, которое не прекратилось и к 42 году разработки (см. фиг.6).

Таким образом, в результате проведения мероприятий по предлагаемому способу удалось добиться снижения добычи воды по сравнению с базовым вариантом на 13%. Добыча нефти при этом осталась на одном и том же уровне - 129 тыс. тонн (см. таблицу), тем самым коэффициент нефтеотдачи по сравнению с известным способом не уменьшился. Снижение объема попутной воды на 22,2 тыс. м³ привело к снижению затрат на ее подъем, транспортировку, отделение от нефти и утилизацию путем обратной закачки в пласт.

Таблица
Показатели	Способ
Известный	Предлагаемый
Балансовые запасы нефти, тыс. т	355,6	355,6
Срок разработки, лет	42	42
Добыча нефти, тыс. т	129	129
Добыча воды, тыс. м3	175,7	153,5
Снижение добычи воды, тыс. м3	0	22,2

1. Способ доразработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи, отличающийся тем, что строят карты изобар, карты заводненных объемов и карты направлений фильтрационных потоков, находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода, определяют пластовые давления в найденных областях, из которых в данную скважину притекают нефть Р₂ и вода Р₁, и сравнивают их между собой, при этом если давление в области, из которой притекает вода P₁, выше, чем давление в области, из которой притекает нефть Р₂, или они имеют равные значения, проводят обработку призабойной зоны по восстановлению или повышению продуктивности и в дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не менее первоначальной величины.

2. Способ доразработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи, отличающийся тем, что строят карты изобар, карты заводненных объемов и карты направлений фильтрационных потоков, находят области, из которых в данную скважину притекают нефть и вода, определяют пластовые давления в найденных областях, из которых в данную скважину притекают нефть Р₂ и вода P₁, и сравнивают их между собой, при этом если давление в области, откуда притекает вода Р₁, ниже, чем давление в области, откуда притекает нефть Р₂, проводят водоизоляционные работы и в дальнейшем эксплуатируют эту скважину при депрессии не более первоначальной величины.