Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных залежей с активными подошвенными водами при отсутствии экранов между нефтенасыщенной и водонасыщенной зонами. Обеспечивает повышение ээфективности разработки нефтяных залежей за счет предотвращения конусообразования подошвенной воды. Сущность изобретения: по способу осуществляют перфорацию как прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зон пласта для отбора воды из водонасыщенной зоны и нефти из нефтенасыщенной зоны. Согласно изобретению перфорацию водонасыщенной зоны осуществляют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, чем плотность перфорации нефтенасыщенной зоны. Соотношение плотностей перфорации волонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи и из условия, что плотность перфорации водонасыщенной зоны обеспечивает ее барометрическую разгрузку и поддержание текущей величины пластового давления в ней на уровне значений давления в нефтенасыщенной зоне. Для этого определяют вязкость нефти и воды в пластовых условиях, начальное пластовое давление и фильтрационные параметры зон пласта - их нефтенасыщенные толщины, абсолютную и фазовую проницаемости, пористость, нефтенасыщенность, изменяют продуктивность фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пласта, и определяют плотность перфорационных отверстий, соответствующую наиболее высокому коэффициенту нефтеотдачи пласта. 2 табл., 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к эксплуатации нефтяных залежей с активными подошвенными водами при отсутствии водонепроницаемых экранов между нефтенасыщенной и водонасыщенной зонами пласта, где повышение нефтеотдачи достигается перфорацией нефтенасыщенного и водонасыщенного интервалов пласта с разной плотностью перфорационных отверстий в каждом из них с целью обеспечения равенства текущих полей давления в водо- и нефтенасыщенных зонах.

Известен способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий образование горизонтальных каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта с высокой анизотропией и последующий отбор воды, отличающийся тем, что горизонтальный канал в нефтенасыщенной части пласта располагают в одной вертикальной плоскости с горизонтальным каналом в водонасыщенной части на определенном расстоянии от водонефтяного контакта [1].

Недостатком данного способа является повышенная себестоимость и высокая техническая сложность исполнения с соблюдением расчетных параметров.

Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, отличающийся тем, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть из этой зоны [2].

Известен также способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии при наличии водонефтяного контакта, при котором сначала перфорируют обсадную колонну ниже водонефтяного контакта, проводят форсированную откачку воды с максимальной депрессией на пласт до появления в ней нефти и создают нефтеводонасыщенную зону, затем проводят изоляцию перфорированного интервала в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше водонефтяного контакта, при этом отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт [3].

Недостатком применения обоих рассмотренных способов является низкий темп выработки запасов.

Известен способ доразработки водонефтяных зон, при котором предлагается в процессе эксплуатации в нагнетательной и добывающей скважине вскрывать перфорацией полностью нефтенасыщенную и водонасыщенную части пласта [4]. При этом нефть практически полностью вымывается по всей толщине пласта без образования водяного конуса, но эффективность процесса при этом недостаточно высока, поскольку способ предполагает вскрывать нефте- и водонасыщенную зоны с одинаковой плотностью перфорационных отверстий, причем по всей толщине пласта как в нагнетательной, так и в добывающей скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи нефти на поздних стадиях разработки, заключающийся в перфорации обсадной колонны в нефтенасыщенной и водной зонах пласта и добыче нефти путем ее откачивания, отличающийся тем, что после перфорации в водной зоне пласта устанавливают пакер на уровень водонефтяного контакта, а в процессе добычи нефти в водную зону пласта закачивают часть скважинной жидкости из нефтенасыщенной зоны для образования в районе перфорации водной зоны пласта оторочки из водонефтяной эмульсии, экранирующей воду [5].

Недостатками способа являются конструктивное усложнение насосного оборудования и потеря части добытой нефти на создание эмульсионного экрана в водонасыщенной и переходной зонах прискважинной части пласта.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяных залежей. Реализуется система сбалансированного поступления в скважину нефти из нефтенасыщенного и воды из водонасыщенного интервалов пласта, что обеспечивает равенство текущих полей давления в водо- и нефтенасыщенных прослоях, позволяет предотвратить формирование водяного конуса в призабойной зоне пласта и снижение фазовой проницаемости по нефти, отсечение от процесса дренирования части подвижных запасов. Это позволит повысить темп отбора и увеличит конечную нефтеотдачу залежи.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти из нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, посредством перфорации как прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зон пласта для отбора воды из водонасыщенной зоны и нефти из нефтенасыщенной зоны осуществляют перфорацию водонасыщенной зоны с меньшей плотностью перфорационных отверстий, чем плотность перфорации нефтенасыщенной зоны, причем соотношение плотностей перфорации водонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи.

Физическая сущность изобретения состоит в выравнивании удельных продуктивностей отдельных пропластков продуктивного горизонта с различным характером насыщения. Ввиду значительного отличия вязкостей воды и нефти в пластовых условиях, а также часто встречающейся гидрофобности поровотрещинной поверхности пород-коллекторов фильтрация воды осуществляется с большей скоростью, чем фильтрация нефти. Следствием этого становится опережающее продвижение воды в призабойной зоне скважины, формирование водяного конуса в зоне перфорации, снижение вследствие этого фазовой проницаемости по нефти нефтенасыщенного участка призабойной зоны. Результатом вышеназванных физических процессов становится отсечение части подвижных запасов от процесса дренирования и снижение конечной нефтеотдачи пласта.

Посредством перфорирования водонасыщенного прослоя продуктивного горизонта осуществляется барометрическая разгрузка этого интервала и поддержание текущей величины пластового давления в нем на уровне значений давления в нефтенасыщенном интервале. Этим предотвращается процесс водного конусообразования и поступления воды в призабойную зону нефтяного интервала. Однако ввиду большей удельной продуктивности водоносного интервала по сравнению с нефтеносным при одинаковых депрессиях (за счет меньших фильтрационных сопротивлений и большей подвижности воды) для ограничения степени обводненности скважинной продукции (при "активной" краевой водоносной области горизонта, т.е. поддержании давления на контуре питания на уровне начального) перфорация водонасыщенной зоны осуществляется с меньшей плотностью, чем перфорация нефтяного участка. Соотношение плотностей определяется путем математического моделирования с использованием характеристик пласта и пластовой нефти рассматриваемой залежи.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1) Для выбранной скважины предварительно анализируются данные проведенных ГИС, ГДИС, исследований керна для установления численных значений следующих характеристик: вязкость нефти и воды в пластовых условиях; начальное пластовое давление; водо- и нефтенасыщенные толщины пропластков; критические (предельные) значения насыщенностей для воды и нефти, при которых прекращается движение соответствующей фазы; абсолютные и фазовые проницаемости, нефтенасыщенность, пористость каждого из пропластков.

2) Для полученных данных рассматривается радиальная фильтрация двухфазной жидкости в условиях фильтрационной модели "black oil" ("черная нефть") [6]. В основе математической модели фильтрации лежит представление о пласте как о слоисто неоднородном по мощности, проницаемости, пористости и нефтенасыщенности, осесимметричном (ось симметрии - скважина) объекте. Гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, поэтому последние в модели не учитываются. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми.

3) Расчетные варианты с различной плотностью и интервалами перфорации формируются посредством изменения продуктивности фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону водонасыщенного пропластка.

4) По графикам В.И.Щурова определяется плотность перфорационных отверстий, соответствующая данной продуктивности фильтрационного блока.

5) Для каждого варианта рассчитываются поля давления и насыщенности, строятся графики динамики основных показателей разработки (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравниваются по характеристикам вытеснения для выбора соотношения плотностей перфорации с максимальным показателем накопленной добычи нефти при достижении предельного уровня обводненности.

Пример конкретного осуществления способа

Данные о структурном строении пластов, объеме залежи и внешнем контуре ВНК, свойствах пластовых флюидов брались на основе обобщенной геологической модели бобриковского горизонта Муслюмовского нефтяного месторождения (Республика Татарстан). Предполагалось, что "краевая" водоносная область горизонта является активной, что позволяет задать в качестве внешнего краевого условия равенство начальному пластовому давлению. Забойное давление задавалось равным 0.5 от начального пластового давления. Ввиду удаленности рассматриваемой скважины от других скважин, эксплуатирующих данный горизонт (в условиях данного месторождения), интерференцией скважин пренебрегали.

Исходные параметры расчетного примера:

- вязкость нефти в пластовых условиях - μ_о=72.08 мПа·с;

- вязкость воды в пластовых условиях - μ_w=1.73 мПа·с;

- начальное пластовое давление - Р_o=11.5 МПа.

Фильтрационные параметры пропластков брались по данным ГИС. Рассмотренные пропластки пронумерованы от 1 (верхний) до 5 (водонасыщенный). Параметры коллектора и нефтенасыщенность приведены в таблице 1.

Рассматривались варианты перфорации скважины для следующих случаев: 1 вариант - вскрыты 1 и 2 пропластки (нефтенасыщенные); 2 вариант - вскрыты 1, 2 (нефтенасыщенные) и 5 (водонасыщенный) пропластки. Для варианта 2 рассмотрены случаи с различной плотностью перфорационных отверстий пропластка 5. Изменение числа перфорационных отверстий задавалось на модели изменением продуктивности фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пропластка 5. Затем по графикам В.И.Щурова определялась плотность перфорационных отверстий, соответствующая данной продуктивности фильтрационного блока.

Посредством математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95%.

Ниже представлены основные результаты моделирования выработки запасов нефти в районе исследуемой скважины.

На фиг.1 представлена динамика выработки запасов по варианту 1, когда перфорируются пропластки 1 и 2. Динамика изолиний равных водонасыщенностей приведена в вертикальном разрезе, где левая ось ординат соответствует стволу скважины, а правая - внешнему контуру нефтеносности (водонасыщенности, равной 1). На фиг. хорошо видно, что за счет образования "конуса" происходит быстрое обводнение и отрезание части запасов от нефтеизвлечения.

На фиг.2 представлена динамика выработки запасов по варианту 2 (при рекомендуемом варианте плотности перфорации пропластка 5). Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно, чем в предыдущем варианте. За счет размывания водонефтяного контакта часть нефти попадает в водонасыщенный интервал (пропласток 5) и извлекается через соответствующие перфорационные отверстия.

Для варианта 2 проведены расчеты для различных значений продуктивности призабойной зоны пропластка 5. Для сравнения вариантов построены графики динамики дебитов скважины, обводненности и характеристики вытеснения.

На фиг.3 приведена динамика дебита по нефти для разных вариантов перфорации и различной плотности перфорационных отверстий пласта 5. Дальнейшее снижение продуктивности ПЗП пропластка 5 (более чем в 40 раз) приводит к существенному снижению дебита по нефти, поэтому случаи со снижением продуктивности более чем 40 раз в дальнейшем не рассматриваются.

Как видно из фиг.3, дебиты по нефти для различных значений продуктивности ПЗП пропластка 5 практически совпадают. Однако дебиты по воде (фиг.4, 5) сильно отличаются. Сравнение с базовым (1-м) вариантом показывает, что в начальный период дебиты нефти по базовому варианту значительно выше (в 1.5 раза), чем для 2-го варианта с различными плотностями перфорации, однако в базовом варианте дебит по нефти быстро снижается, тогда как по варианту 2 с различной степенью снижения продуктивности 5-го пропластка дебиты по нефти сохраняют свою величину длительное время. Это приводит к тому, что на характеристиках вытеснения (фиг.6) показатели кривой базового варианта только в начальный период превышают соответствующие показатели остальных кривых. В целом же вариант с перфорацией пропластка 5 со снижением продуктивности ПЗП в данном пропластке в 40 раз обладает наибольшей эффективностью.

Таким образом, оптимальное снижение продуктивности призабойной зоны пропластка 5 составляет 40 раз. Определим соотношение числа перфорационных отверстий, необходимое для оптимального снижения продуктивности призабойной зоны пропластка 5. Согласно формуле Дюпюи для несовершенных скважин соотношение продуктивностей для разных степеней и характеров вскрытия имеет вид:

где R_k - радиус контура питания скважины, r_c - радиус скважины (по радиусу долота), C₁, C₂ - поправки Щурова (C₁ - поправка на несовершенство скважины по степени вскрытия, С₂ - поправка на несовершенство по характеру вскрытия). При дальнейших расчетах полагалось, что диаметр скважины составляет 0.3 м, средняя глубина перфорационных каналов - 0.03 м, диаметр каналов - 0.012 м. Из уравнения (1) определяется значение , для которого при известных значениях параметров по графикам Щурова определяется плотность перфорации. Расчет показал, что снижение плотности перфорационных отверстий должно составить 36 раз.

В таблице 2 приведено сопоставление вариантов. Из таблицы видно, что в варианте 2 со снижением продуктивности скважины в пропластке 5 в 40 раз достигается наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи при достижении предельной обводненности, равной 95%. В связи с этим параметры перфорации (интервалы и плотность перфорационных отверстий) по данному варианту являются оптимальными.

Способ эффективен и промышленно применим.

Источники информации

1. Патент РФ 2145665, 7 Е21В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах. Грачев С.И.; Сохошко С.К.; Гаврилов Е.И.; Веслополов П.А. - Заявл. 10.04.98. - Опубл. 20.02.00.

2. Патент РФ 2138625, 6 Е21В 43/20. Способ разработки водонефтяной залежи. Нурмухаметов Р.С.; Кандаурова Г.Ф.; Хасанов Я.З.; Абдулмазитов Р.Г.; Муслимов Р.Х.; Сулейманов Э.И. - Заявл. 06.05.97. - Опубл. 27.09.99.

3. Патент РФ 2178517, 7 Е21В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии. Гайнуллин К.Х.; Разгоняев Н.Ф.; Габдрахманов Н.Х.; Якупов Ф.М.; Якупов Р.Ф. - Заявл. 31.03.00. - Опубл. 20.01.02.

4. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. - Уфа, Башк. книжное изд., 1987, с.74-76.

5. Патент РФ 2175377, Е21В 43/00. Способ добычи нефти на поздних стадиях разработки и устройство для его осуществления. Дмитрюков Ю.Ю.; Исмагилов М.А. - Заявл. 21.07.98. - Опубл. 27.10.01.

6. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. - 407 с.

Способ добычи нефти из нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, посредством перфорации как прикровельной нефтенасыщенной, так и подошвенной водонасыщенной зон пласта для отбора воды из водонасыщенной зоны и нефти из нефтенасыщенной зоны, отличающийся тем, что перфорацию водонасыщенной зоны осуществляют с меньшей плотностью перфорационных отверстий, чем плотность перфорации нефтенасыщенной зоны, причем соотношение плотностей перфорации волонасыщенной и нефтенасыщенной зон определяют путем математического моделирования на основе геолого-промысловых данных рассматриваемой залежи и из условия, что плотность перфорации водонасыщенной зоны обеспечивает ее барометрическую разгрузку и поддержание текущей величины пластового давления в ней на уровне значений давления в нефтенасыщенной зоне, для чего определяют вязкость нефти и воды в пластовых условиях, начальное пластовое давление и фильтрационные параметры зон пласта - их нефтенасыщенные толщины, абсолютную и фазовую проницаемости, пористость, нефтенасыщенность, изменяют продуктивность фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону пласта, и определяют плотность перфорационных отверстий, соответствующую наиболее высокому коэффициенту нефтеотдачи пласта.