Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию нефтяных пластов различного типа, в частности к способам интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором. Обеспечивает создание такого способа интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, при осуществлении которого наряду с приростом добываемого количества нефти происходило бы снижение средней обводненности потока добываемой жидкости, который был бы применим к пластам различного типа, в том числе и к однородным по пьезопроводности, и осуществлялся бы во время эксплуатации скважины без остановки погружного оборудования и потока добываемой жидкости. Сущность изобретения: способ включает снижение средней обводненности потока добываемой жидкости путем его периодической модуляции. Согласно изобретению обеспечивают периодическое изменение водонасыщенности в призабойной зоне пласта, выбирая в качестве параметра модуляции потока добываемой жидкости частоту его модуляции в диапазоне от 1·10^-6 Гц до 3^-4 Гц с амплитудой модуляции потока, обеспечивающей максимальное снижение средней обводненности, и средним значением потока добываемой жидкости, определяемым с использованием индикаторной диаграммы по нефти или ниже определенного значения на величину, не превышающую амплитуды модуляции потока, и таким образом, чтобы упомянутая амплитуда составляла от 10 до 20% от среднего значения потока добываемой жидкости. При этом нефтедобычу ведут без остановки потока добываемой жидкости. 6 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию нефтяных пластов различного типа, в частности к способам интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Известны следующие положения теории фильтрации и условий нефтедобычи. Связь между водонасыщенностью s и обводненностью продукции задается функцией потока [7, с.124]:

где f₁(s) и μ₁, f₂(s) и μ₂ - относительные фазовые проницаемости и вязкости воды и нефти соответственно. Величина s может изменяться в процессе добычи, вид функций f₁(s) и f₂(s) определяется фильтрационной средой. Производная F'(s) в практически интересном диапазоне изменения водонасыщенности заметно меняется. Скважину можно считать обводненной, если величина текущей водонасыщенности s соответствует участку, на котором производная F'(s) монотонно убывает.

Пористость среды m, через которую проходит фильтрационный поток, значительно меньше структурной пористости m₀, что связано с загрязнением поровых каналов. При этом переносчиком загрязнения является преимущественно вода и те участки среды, по которым продвигается вода, как правило, имеют меньшую пористость и, соответственно, меньшую проницаемость. Проницаемость среды k связана с ее пористостью. В рамках теории перколяции [4, с.24] в аналитическом виде получена зависимость k(m):

Здесь l (в микронах) - характерный размер зерен, - пороговое отношение m/m₀, при котором еще возможно течение (образуется бесконечный кластер поровых каналов),ζ(x) - функция Хевисайда (ζ=1, если x>0 и ζ=0, если x≤0). На Фиг.1 представлен качественный типовой вид этой зависимости.

Пористость среды, в свою очередь, зависит от давления. Эта зависимость выражается экспоненциальной формулой [3, с.26]

где m_x - пористость при начальном давлении p_x, c_r - коэффициент сжимаемости, составляющий по данным [3, с.27] величину ˜2·10^-3 МПа^-1.

При стационарном способе добычи нефти устанавливается различная стационарная величина потока добываемой жидкости Q_Σ. Эта величина, которую условно можно назвать рабочей точкой добычи, определяется по известным отраслевым методикам расчета технологического режима скважины и приблизительно соответствует оптимальному стационарному режиму работы погружного скважинного оборудования [11, с.50]. Другим способом определения Q_Σ, который дает близкий результат, является способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы по нефти [10]. Этот способ заключается в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой нефти, и позволяет более точно установить оптимальный стационарный режим эксплуатации погружного скважинного оборудования.

Давление в забое определяется высотой динамического столба, которая зависит от величины потока добываемой жидкости Q_Σ. Изменение Q_Σ, например остановка добычи, приводит к изменению давления. Новое равновесное распределение давления в среде устанавливается не мгновенно, а с характерным временем, зависящим от величины коэффициента пьезопроводности среды η=k/(mμc), где μ - вязкость жидкости, с=c_r+c_f (c_f - коэффициент сжимаемости жидкости). Равновесное распределение давления получается как решение стационарного уравнения пьезопроводности и не зависит от величины η. Оно может быть также получено из известного закона Дюпюи [8, с.34]:

где P_pl - пластовое давление Р_S=Р_S(r_S) - текущее давление в забое, r_c - радиус коллектора. Фильтрационная среда может состоять из слоев (участков) с различной величиной η. В такой среде при достаточно быстром изменении давления на скважине равновесное давление может успевать устанавливаться в слоях с высокой пьезопроводностью и не успевать устанавливаться в слоях с низкой пьезопроводностью (время установления τ_i в каждом из слоев грубо оценивается как τ_i≈L²/(η_iπ²), где η_i - коэффициент пьезопроводности i-слоя, L - линейный размер блока среды). По этой причине между слоями с различной пьезопроводностью могут возникать перетоки жидкости. При изучении возможностей полезного использования перетоков отмечается их важная роль для заводнения низкопроницаемых слоев [5, с.14]. В то же время способ создания перетоков связывается с циклическим прерыванием работы скважин, что снижает среднюю нефтедобычу. При пуске или остановке скважины для определения распределений давлений в двухслойном пласте должна решаться следующая система уравнений пьезопроводности, каждое из которых дополнено «релаксационным» членом [5, с.90]:

Здесь р_i - давление в слоях, η_i - коэффициенты пьезопроводности, τ_{p -} характерное время «выравнивания» давления за счет перетоков.

Анализ поведения водонасыщенности s в фильтрационной среде в общем случае должен проводиться с учетом изменения давления воды и нефти (эти давления отличаются на величину капиллярного давления p_c). Соответствующая математическая модель является достаточно сложной [9, с.121]. В том же случае, если имеется заданное распределение давления в условиях капиллярного равновесия, а следовательно, фиксирована величина потока добываемой жидкости Q_Σ, модель резко упрощается, для водонасыщенности решается одно уравнение [7, с.126], которое в случае аксиальной симметрии выглядит следующим образом:

где β=Q_Σ/2πhm, параметр α зависит от межфазного натяжения α₀ и дается выражением: функция , где J'(s) - функция Леверетта, вид которой определяется конкретной фильтрационной средой.

Высокое значение дебита добываемой жидкости приводит к тому, что нарушается капиллярное равновесие. Такое нарушение приводит к значительному росту водонасыщенности в фильтрационной среде. В этом случае в правую часть уравнения (5) входит текущая водонасыщенность , а анализ динамики насыщенности должен проводиться с учетом еще одного уравнения [6; 7, с.152]:

Здесь s - равновесная насыщенность, минимальная на момент добычи. Для оценки характерного времени восстановления равновесной насыщенности τ_S можно использовать выражение τ_S≈μ₂l²/kp_c, где l - эффективный линейный размер области фильтрации [7, с.151].

Известен способ добычи нефти, основанный на циклическом режиме работы скважины [1], при котором оборудование периодически включается и выключается. Это делается с целью создания нестационарных перетоков жидкости между отдельными слоями или участками пласта с различной проницаемостью. Перетоки приводят к выравниванию нефтенасыщенностей участков. Период изменения режима работы скважины при данном способе добычи определяется единой формулой , где L - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, а К_ср - средняя пьезопроводность коллектора. Однако периодическое выключение скважины, применяемое в способе [1], не обеспечивает повышения средней нефтедобычи за все время применения данного способа. Кроме того, данный способ невозможно применить в случае, когда пьезопроводности отдельных слоев пласта одинаковые, так как давление в этом случае будет распространяться с одинаковой скоростью и перетоков не будет. Даже для неоднородных пластов, где пьезопроводности отдельных участков сильно отличаются, данный способ не всегда дает положительный эффект потому, что для обеспечения эффективных перетоков между двумя разными слоями следует подбирать период с учетом конкретных значений коэффициентов пьезопроводности каждого из слоев. Поэтому данный способ не обеспечивает или не всегда обеспечивает снижение средней обводненности добываемой жидкости. Следовательно, применение способа [1] не приводит к интенсификации добычи нефти.

Наиболее близким к предлагаемому выбран способ [2] добычи нефти из трещиновато-пористых продуктивных пластов, состоящих из областей с высокой и низкой проницаемостью. Способ основан на создании нестационарных перетоков жидкости между этими областями. С этой целью в данном способе применяются специальные режимы включения и выключения оборудования добывающей скважины. Каждому режиму предшествуют длительные этапы подготовки: работа скважины в стационарном режиме с целью оценки нефтесодержания продукции, запись кривой восстановления давления (КВД) для вычисления проницаемостей коллектора и, наконец, перевод скважины на периодическую добычу нефти, частота которой для разных кольцевых зон коллектора рассчитывается с помощью математической модели реакции пласта на внешнее воздействие. Применяемый режим ступенчатого понижения частоты стимулирует перетоки в зонах коллектора, все более удаленные от скважины. Когда добыча нефти снижается до стационарного значения, процесс прекращается. Недостатком данного способа является то, что выключение скважины приводит к снижению средней нефтедобычи. Другой недостаток состоит в том, что невозможно применение этого способа в случае однородных пластов, где нет заметных отличий проницаемостей участков и нет нестационарных перетоков. В том же случае, когда в подошве неоднородного пласта содержится много воды, взаимные перетоки приведут только к увеличению средней водонасыщенности и, как следствие, к увеличению обводненности продукции. Помимо этого, общим недостатком продолжительного применения циклических способов добычи нефти, в которых используется пуск и остановка скважин, является снижение их эффективности со временем [5, с.66]. Таким образом, данный способ не обеспечивает устойчивой интенсификации добычи нефти.

Техническим результатом, на достижение которого направлено данное изобретение, является создание такого способа интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, при осуществлении которого наряду с приростом добываемого количества нефти происходило бы снижение средней обводненности потока добываемой жидкости, который был бы применим к пластам различного типа, в том числе и к однородным по пьезопроводности, и осуществлялся бы во время эксплуатации скважины без остановки погружного оборудования и потока добываемой жидкости.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен:

1. Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, включающий снижение средней обводненности потока добываемой жидкости путем его периодической модуляции, отличающийся тем, что обеспечивают периодическое изменение водонасыщенности в призабойной зоне пласта, выбирая в качестве параметров модуляции потока добываемой жидкости частоту в диапазоне от 1·10^-6 Гц до 3·10^-4 Гц с амплитудой, обеспечивающей минимальную величину средней обводненности, и средним значением потока добываемой жидкости, определяемым оптимальным режимом эксплуатации погружного оборудования, при этом нефтедобычу ведут без остановки потока добываемой жидкости, чем и обеспечивают прирост добываемого количества нефти и снижение средней обводненности потока добываемой жидкости.

2. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды и обводненности, определяемой преимущественно процессом поперечной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают периодическим изменением скорости поперечной фильтрации посредством изменения пористости среды в призабойной зоне, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона.

3. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при различной пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой преимущественно процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают посредством создания периодических перетоков между слоями, для чего частоту выбирают по порядку величины в середине указанного диапазона.

4. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при близкой пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой распределением водонасыщенности в продольном направлении, переменную водонасыщенность обеспечивают путем периодического восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в призабойной зоне периодически достигает своего минимально возможного значения, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона.

5. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

6. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с близкими пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, другую частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

7. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно либо периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, либо периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации в каждом из слоев по отдельности, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, состоит в следующем:

1. Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, включающий снижение средней обводненности потока добываемой жидкости путем его периодической модуляции, отличающийся тем, что обеспечивают периодическое изменение водонасыщенности в призабойной зоне пласта, выбирая в качестве параметров модуляции потока добываемой жидкости частоту в диапазоне от 1·10^-6 Гц до 3·10^-4 Гц с амплитудой, обеспечивающей минимальную величину средней обводненности, и средним значением потока добываемой жидкости, определяемым оптимальным режимом эксплуатации погружного оборудования, при этом нефтедобычу ведут без остановки потока добываемой жидкости, чем и обеспечивают прирост добываемого количества нефти и снижение средней обводненности потока добываемой жидкости.

В предлагаемом способе проводят снижение средней обводненности потока добываемой жидкости путем его периодической модуляции. Наиболее важная отличительная черта способа в том, что параметры модуляции выбирают целенаправленно для создания в призабойной зоне пласта переменной водонасыщенности. Причина, по которой специально создаваемая переменная во времени водонасыщенность приводит к снижению средней обводненности продукции, поясняется графиками, представленными на Фиг.2.

На Фиг.2 изображены типовые графики зависимостей относительных фазовых проницаемостей f₁(s) и f₂(s), а также функции потока F(s) и производной F'(s), согласно формуле (1). В режиме стационарного дебита водонасыщенность в призабойной зоне равна s_n. Тогда обводненность продукции постоянная - она же средняя и равна F(s_n). В том случае, если на обводненной скважине создается переменная водонасыщенность s(t) и величина s(t) изменяется во времени от значения s_n одинаково в обе стороны на величину Δs, что соответствует заштрихованной области на Фиг.2, то вследствие нелинейного характера зависимости F(s) ее величина будет слабее повышаться при увеличении s и значительно сильнее снижаться при уменьшении s. Другими словами, при положительных и отрицательных приращениях Δs отрицательные приращения функции потока ΔF≈F'(s)·Δs всегда будут больше в силу того, что F'(s) есть убывающая функция s (что соответствует обводненной скважине). По этой причине происходит снижение среднего значения по сравнению с F(s_n), то есть происходит снижение средней величины обводненности продукции.

Всего имеется три параметра модулируемого потока - частота модуляции потока, амплитуда модуляции потока и среднее значение потока. Поскольку геофизические характеристики пластов различаются, то для эффективного создания переменной водонасыщенности для каждого пласта должен использоваться свой собственный набор указанных параметров. Наиболее существенным из них является частота модуляции потока, в то время как амплитуда модуляции потока определяет количественный показатель положительного эффекта, а среднее значение потока добываемой жидкости определяет рабочую точку переменного воздействия.

Частоту модуляции потока выбирают исходя из того, какой из известных физических процессов при заданных характеристиках коллектора позволяет наиболее эффективно создавать переменную водонасыщенность. К таким процессам относятся значительные изменения проницаемости среды при относительно небольших изменениях давления для фильтрационных сред с малой пористостью; различное время установления равновесного давления в слоях, блоках фильтрационных сред, отличающихся величиной пьезопроводности; нарушение капиллярного равновесия и связанный с этим рост водонасыщенности во всех средах при достаточно высокой скорости фильтрации. Теоретические расчеты результатов действия этих процессов с использованием формул (1)-(8) показывают, что во всех случаях для создания переменной водонасыщенности частоту модуляции потока следует выбирать в диапазоне от 1·10^-6 Гц до 3·10^-4 Гц. В нижеприведенных пунктах 2-6 показано, каким образом, исходя из характеристик коллекторов, выбирают частоту модуляции потока вблизи нижней границы указанного диапазона, в середине указанного диапазона и вблизи верхней границы указанного диапазона.

Среднее значение потока добываемой жидкости, другими словами, рабочую точку переменного воздействия, определяют либо согласно данным технологического режима скважины, либо отмеченным выше способом с использованием индикаторной диаграммы по нефти. При этом следует иметь в виду, что характеристики призабойной зоны с течением времени могут заметно изменяться, поэтому рабочая точка добычи должна соответствовать текущему состоянию скважины и призабойной зоны. В процессе эксплуатации скважины водонасыщенность в призабойной зоне может повышаться вследствие неравновесной фильтрации и сужения поровых каналов из-за их засорения в стационарном режиме работы. Поэтому в некоторых случаях для повышения количественного показателя эффекта рабочая точка добычи может быть выбрана ниже определенной одним из указанных способов величины на величину, не превышающую амплитуды модуляции потока.

Амплитуду модуляции потока добываемой жидкости выбирают опытным путем и исходя из характеристик имеющегося оборудования, другими словами, амплитуду модуляции выбирают в диапазоне от минимально возможной без срыва добычи до максимально возможной без форсирования добычи. Как правило, оптимальная амплитуда составляет от 10% до 20% от среднего значения потока добываемой жидкости. Правильность выбора подтверждается максимальным снижением средней за период обводненности потока добываемой жидкости.

При описанном выше выборе указанных параметров модулируемого потока отпадает необходимость его остановки. Поэтому способ применяют вплоть до окончания эксплуатации скважины. С учетом снижения средней обводненности работа без остановки потока добываемой жидкости приводит к росту и среднего количества добываемой нефти. Тем самым предлагаемый способ обеспечивает интенсификацию нефтедобычи.

2. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды и обводненности, определяемой преимущественно процессом поперечной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают периодическим изменением скорости поперечной фильтрации посредством изменения пористости среды в призабойной зоне, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона.

Характеристикой коллектора является преимущественная обводненность продукции за счет поступления подошвенной воды вследствие процесса поперечной, вертикальной, фильтрации. Переменную водонасыщенность обеспечивают периодическим изменением скорости поперечной фильтрации в призабойной зоне. Принцип создания переменной водонасыщенности поясняется с помощью Фиг.3, на которой представлено схематическое изображение скважины и призабойной зоны пласта: 1 - обсадная колонна, 2 - перфорация, 3 - основной продуктивный слой пласта, 4 - слой, содержащий подошвенную воду, 5 - направление основного фильтрационного потока, 6 - направления потоков, содержащих преимущественно подошвенную воду.

Возможность периодического изменения скорости поперечной фильтрации основывается на том, что поперечная фильтрация происходит через среду, в которой средняя пористость и средняя проницаемость слоев меньше, чем в продольном направлении. Поэтому за счет экспоненциальной зависимости пористости от давления и крутой зависимости проницаемости среды от пористости в области малых пористостей, где согласно формулам 2 и 3 изменения пористости на 30% приводят к изменениям проницаемости более чем в 10 раз, периодические изменения давления значительно сильнее сказываются на скорости поперечной фильтрации, чем продольной.

Положительный эффект достигается путем выбора частоты модуляции потока добываемой жидкости вблизи верхней границы указанного диапазона. Расчеты показывают, что частоту следует выбрать внутри указанного диапазона как можно ближе к его верхней границе, то есть 3·10^-4 Гц, чтобы избежать перетоков между слоями, блоками, в том числе и в удаленных от скважины областях призабойной зоны, конечно, в том случае, когда в пласте имеются слои с существенно разной пьезопроводностью. При переходе этой границы по мере роста частоты всегда заметно снижается амплитуда переменного давления и положительный эффект пропадает.

3. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при различной пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой преимущественно процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают посредством создания периодических перетоков между слоями, для чего частоту выбирают по порядку величины в середине указанного диапазона.

Характеристикой коллектора является наличие в нем слоев, блоков среды различной пьезопроводности. Как правило, это соответствует различиям пьезопроводностей в 2 и более раз. В таком коллекторе обводненность определяется преимущественно процессами продольной фильтрации при различных распределениях водонасыщенности в слоях. В таком коллекторе переменную водонасыщенность создают путем создания периодических перетоков между слоями. Выбранная частота модуляции должна быть оптимальной для создания таких перетоков. Тот факт, что в неоднородном коллекторе такая оптимальная частота действительно существует и может быть выбрана исходя из значений коэффициентов пьезопроводности слоев, поясняется данными Фиг.4.

На Фиг.4 представлены качественные результаты расчета распределения амплитуд перетоков W в расчете на единицу площади в зависимости от расстояния по радиусу от скважины. Кривые отличаются значениями частот модуляции, причем каждая из частот по порядку величины лежит в середине указанного интервала частот, то есть от 10^-4 до 10^-5 Гц. В том случае, когда период модуляции меньше, чем время распространения давления в каждом из слоев τ₁ и τ₂, появление перетоков возможно только вблизи самой скважины. При этом механизмом появления разности давлений в слоях δp=p₁-р₂ может быть только фазовый сдвиг δФ=Ф₁-Ф₂. Однако при малых периодах воздействия амплитуду колебаний давления в забое невозможно установить достаточно большой. Поэтому максимальное во времени значение δp_max не велико, интенсивность перетоков тоже не велика, что подтверждает кривая 1 на Фиг.4. Это означает, что значение частоты ω₁ велико. Если период модуляции во много раз превышает времена τ₁ и τ₂, то в процессе периодического воздействия распределение давления в каждом из слоев в любой момент времени будет слабо отличаться от единого стационарного распределения, определяемого по формуле (4). Поэтому значение δP_max также не может быть большим, интенсивность перетоков также мала, что подтверждает кривая 3 на Фиг.4. Это означает, что значение частоты ω₃ мало. При промежуточном значении периода T и, соответственно, частоты модуляции будет достигаться максимально возможное для данного неоднородного пласта значение δp_max. Это происходит при таком выборе частоты модуляции потока добываемой жидкости, когда в высокопроницаемой среде давление периодически успевает устанавливаться, а в низкопроницаемой значительно отстает по фазе и по амплитуде, что подтверждает кривая 2 на Фиг.4. Это означает, что частота ω₂ выбрана правильно.

Положительный эффект достигается путем выбора частоты модуляции потока добываемой жидкости по порядку величины в середине указанного диапазона, что обеспечивает интенсивные перетоки между слоями и, таким образом, переменную водонасыщенность. Конкретную величину частоты выбирают расчетным путем, для чего при заданных характеристиках коллектора решают систему уравнений (5)-(6), в которой давление на скважине считается зависящим от времени краевым условием.

4. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при близкой пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой распределением водонасыщенности в продольном направлении, переменную водонасыщенность обеспечивают путем периодического восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в призабойной зоне периодически достигает своего минимально возможного значения, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона.

Характеристикой коллектора являются близкие пьезопроводности слоев, блоков среды, т.е. отличающиеся не более чем в 1,5-2 раза. В таком коллекторе обводненность определяется преимущественно процессами продольной фильтрации при едином по слоям распределении водонасыщенности. Здесь переменную водонасыщенность обеспечивают путем периодического частичного или полного восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в призабойной зоне снижается вплоть до минимально возможного на момент добычи значения. Возможность периодического восстановления равновесного режима фильтрации обеспечивается тем, что периодическое снижение скорости фильтрации приводит к периодическому восстановлению капиллярного равновесия в пористой среде призабойной зоны скважины. Процесс восстановления на расстояниях порядка нескольких метров от скважины, то есть в призабойной зоне, имеет длительность, которая по порядку величины равна времени τ_S в формуле (8) и составляет несколько десятков часов. По этой причине и длительность периода модуляции потока добываемой жидкости выбирают того же порядка. Соответствующая частота модуляции получается вблизи нижней границы указанного диапазона, то есть составляет несколько единиц 10^-6 Гц.

Таким образом, положительный эффект достигается путем выбора частоты модуляции вблизи нижней границы указанного диапазона, что обеспечивает периодическое частичное или полное восстановление равновесного режима фильтрации и, таким образом, переменную водонасыщенность. Конкретную величину частоты модуляции потока добываемой жидкости выбирают расчетным путем, для чего при заданных характеристиках коллектора решают систему уравнений (7)-(8), в которой полагают, что давление в пласте в любой момент времени определяется давлением на скважине. Корректность такого расчета обеспечивается тем, что давление на скважине изменяется с частотой модуляции потока добываемой жидкости, то есть достаточно медленно вблизи нижней границы указанного диапазона, а также тем, что время восстановления капиллярного равновесия более чем на порядок превосходит характерное время установления давления.

5. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

Характеристикой коллектора является наличие в призабойной зоне скважины подошвенной воды и одновременно наличие слоев, блоков с различными пьезопроводностями. В таком коллекторе обводненность определяется процессами как поперечной, так и продольной фильтрации. Переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим созданием перетоков между слоями, блоками. Возможность периодического изменения скорости поперечной фильтрации обеспечивается тем, что модуляция потока приводит к изменениям давления на той же частоте, а эти изменения давления значительно сильнее сказываются на скорости поперечной фильтрации, чем продольной. Возможность периодического создания перетоков обеспечивается тем, что периодически создают разность давлений между слоями. Возможность реализации переменной водонасыщенности двумя указанными путями и затем выбор лучшего варианта обеспечивается тем, что частоты модуляции потока добываемой жидкости выбирают в разных участках указанного диапазона.

Таким образом, положительный эффект достигается путем поочередного выбора двух частот, одну из которых выбирают вблизи верхней границы указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона. Затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

6. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с близкими пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, другую частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

Характеристикой коллектора является наличие в призабойной зоне скважины подошвенной воды при близкой пьезопроводности его слоев, блоков. В таком коллекторе обводненность определяется процессами как поперечной, так и продольной фильтрации. Переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации. Возможность периодического изменения скорости поперечной фильтрации обеспечивается тем, что модуляция потока добываемой жидкости приводит к изменениям давления на той же частоте, а эти изменения давления значительно сильнее сказываются на скорости поперечной фильтрации, чем продольной. Возможность периодического восстановления равновесного режима фильтрации обеспечивается тем, что периодическое снижение скорости фильтрации приводит к периодическому восстановлению капиллярного равновесия в пористой среде призабойной зоны скважины. Возможность реализации переменной водонасыщенности двумя указанными путями и затем выбор лучшего варианта обеспечивается тем, что частоты модуляции потока добываемой жидкости выбирают в разных участках указанного диапазона.

Таким образом, положительный эффект достигается путем поочередного выбора двух частот, одну из которых выбирают вблизи верхней границы указанного диапазона, а другую выбирают вблизи нижней границы указанного диапазона. Затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

7. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что при наличии коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно либо периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, либо периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации в каждом из слоев по отдельности, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

Характеристикой коллектора является наличие в призабойной зоне скважины слоев, блоков с различной пьезопроводностью. В таком коллекторе обводненность определяется процессами преимущественно продольной фильтрации. Переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим созданием перетоков между слоями, блоками и периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации в каждом из слоев по отдельности. Возможность реализации переменной водонасыщенности двумя указанными путями и затем выбор лучшего варианта обеспечивается тем, что частоты модуляции потока добываемой жидкости выбирают в разных участках указанного диапазона.

Таким образом, положительный эффект достигается путем поочередного выбора двух частот, одну из которых выбирают вблизи середины указанного диапазона, а другую выбирают вблизи нижней границы указанного диапазона. Затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

Пример осуществления предлагаемого способа.

Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором был опробован на 35 действующих скважинах месторождений Западной Сибири в течение шести месяцев. Увеличение добычи нефти для разных скважин колебалось от 25 до 300%. Перед началом применения способа все скважины длительное время тестировали в стационарном технологическом режиме. Эксплуатацию каждой скважины в режиме модуляции потока добываемой жидкости осуществляли в течение также длительного срока - до месяца и более. Измерения гидродинамических параметров производили по отраслевым методикам. Дебит жидкости Q_ж измеряли с помощью автоматизированного группового замерного устройства АГЗУ-АМ-40 с относительной погрешностью измерения, не превышающей 4%. Обводненность добываемой жидкости В(%) определяли в химической лаборатории по пробам, взятым на устье скважины. Одновременно с помощью гамма плотномера ИПБ-1К контролировали изменение плотности добываемой жидкости в реальном времени. Относительная погрешность измерения обводненности и плотности не превышала 2%. Динамический уровень Н_д измеряли с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью менее 1%. Мощность W, подводимую к ЭЦН-насосу, измеряли с погрешностью, также не превышающей 1%.

На Фиг.5 приведена зависимость относительной величины нефтедобычи в режиме модуляции потока от длительности периода модуляции Т. Стационарное значение нефтедобычи определяется технологическим режимом данной скважины.

Данные, представленные на Фиг.5, иллюстрируют выбор частоты модуляции потока добываемой жидкости вблизи верхней границы указанного диапазона согласно п.2 на скважине, где призабойная зона пласта имеет величины продольных проницаемостей от 39 до 43 мД при поперечной проницаемости около 5 мД. Скважина сильно заводнена и присутствует подошвенная вода. Расчетное значение частоты модуляции составило 1·10^-4-3·10^-4 Гц. Из данных Фиг.5 видно, что максимальный положительный эффект достигается при значении периода Т=2 часа, что соответствует частоте модуляции 1,4·10^-4 Гц. С ростом периода, то есть со снижением частоты, величина заметно падает.

На Фиг.6 приведен график зависимости относительной величины нефтедобычи от амплитуды А. Данные, представленные на Фиг.6, иллюстрируют выбор амплитуды модуляции потока добываемой жидкости при уже выбранном периоде T=2 часа. Видно, что максимальный положительный эффект достигается в том случае, когда амплитуда модуляции составляет 10 м³/сутки.

На Фиг.7 представлена суточная динамика нефтедобычи в режиме модуляции потока на скважине. 1 - почасовой ход нефтедобычи Q_Н, 2 - величина нефтедобычи в стационарном технологическом режиме , 3 - обводненность потока добываемой жидкости В в режиме модуляции, 4 - обводненность потока добываемой жидкости в стационарном технологическом режиме , 5 - высота динамического столба . Добыча нефти велась при амплитуде модуляции 10 м³/сутки и периоде модуляции T=2 часа, что соответствует расчетной частоте 1,4·10^-4 Гц. По оси ординат отложены: добыча нефти Q_Н(•) в режиме модуляции и (для сравнения) м³/сутки в стационарном режиме; обводненность потока добываемой жидкости в режиме модуляции B(▴) и в стационарном режиме , а также величина динамического уровня Н_∂(*) м.

Данные, представленные на Фиг.7, детально иллюстрируют положительный эффект, полученный от применения предлагаемого способа. Среднее значение обводненности в режиме модуляции потока составило В_cp=61%, что значительно ниже стационарного значения. Среднесуточная добыча нефти в режиме модуляции составила (Q_Н)_cp=19,4 м³/сутки, что в 2,3 раза выше добычи нефти в стационарном технологическом режиме данной скважины.

На фиг.8 представлены зависимости ряда параметров работы скважины в режиме модуляции потока от периода модуляции Т. 1 - усредненная за период Т величина нефтедобычи Q_Н, 2 - величина нефтедобычи в стационарном технологическом режиме , 3 - обводненность потока добываемой жидкости в режиме модуляции В. 4 - обводненность потока добываемой жидкости в стационарном технологическом режиме , 5 - оптимальная амплитуда модуляции потока А при данном значении периода T, 6 - величина относительной нефтедобычи . Эти показатели усреднены по периоду. Для сравнения на график нанесены также показатели стационарного технологического режима скважины: добыча нефти , обводненность , другие параметры технологического режима: дебит по жидкости Q_ж=83 м³/с, высота динамического столба Н_д=2100 м, глубина забоя Н_забоя=2420 м.

Данные, представленные на Фиг.8, иллюстрируют выбор частоты модуляции потока добываемой жидкости в середине указанного диапазона согласно п.3, а также положительный эффект применения предлагаемого способа на скважине, где коллектор характеризуется наличием горизонтальных слоев с различной пьезопроводностью. Проницаемости слоев составляют k₁=6 мД и k₂=30 мД, значения коэффициентов пьезопроводности η₁=0,07 м²/с и η₂=0,5 м²/с. Расчетные значения оптимальной частоты лежат в диапазоне 2·10^-5-4·10^-5 Гц. Для каждого периода модуляции опытным путем проводилась оптимизация амплитуды модуляции для достижения минимальной обводненности потока добываемой жидкости. На разных периодах модуляции значения оптимальных амплитуд различались приблизительно вдвое. График усредненной за период нефтедобычи Q_Н(•) показывает, что при всех периодах модуляции удавалось превзойти величину нефтедобычи в стационарном режиме. Обводненность модулируемого потока добываемой жидкости В(▴) на всех периодах также ниже стационарного значения. Как видно из графика относительной добычи нефти, по отношению к добыче в стационарном технологическом режиме, , наилучшие результаты были достигнуты для периода T=8 часов, что соответствует частоте 3,5·10^-5 Гц. В этом случае величина нефтедобычи составляла 160% от нефтедобычи стационарного технологического режима.

На Фиг.9 представлена зависимость параметров работы скважины в режиме модуляции потока от периода модуляции Т. Параметры стационарного технологического режима скважины следующие: , , , Н_∂=1260 м, H_забоя=2042 м. На Фиг.9: 1 - усредненная за период Т величина нефтедобычи Q_Н, 2 - величина нефтедобычи в стационарном технологическом режиме , 3 - обводненность потока добываемой жидкости В в режиме модуляции, 4 - обводненность потока добываемой жидкости в стационарном технологическом режиме, 5 - оптимальная амплитуда модуляции потока А, 6 - величина относительной нефтедобычи .

Данные, представленные на Фиг.9, иллюстрируют поочередный выбор частот модуляции потока добываемой жидкости вблизи верхней границы и вблизи нижней границы согласно п.2 и п.4 и последующий выбор той частоты, которая дает наибольший положительный эффект, согласно п.6. Одновременно эти данные иллюстрируют положительный эффект применения предлагаемого способа на скважине, где коллектор характеризуется наличием подошвенной воды, однородной проницаемостью слоев k=61,4 мД и однородной пьезопроводностью η₁=1,1 м²/с. В такой скважине могут быть выбраны две частоты модуляции. При расчете частоты модуляции, лежащей вблизи верхней границы указанного диапазона, на основе изложенного в п.2 и с учетом возможных ошибок в определении проницаемости среды получены значения 8·10^-5-1,6·10^-4 Гц. При расчете частоты модуляции, лежащей вблизи нижней границы указанного диапазона, на основе изложенного в п.4 и с учетом приближенного вычисления величины τ_S в формуле 8 получены значения 2·10^-6-7·10^-6 Гц

Опытные данные, приведенные на Фиг.9, показывают, что скважина действительно имеет две частоты модуляции потока добываемой жидкости со значительным увеличением добычи нефти. Первый режим имеет период модуляции потока Т=3,2 часа, что соответствует частоте 8,7·10^-5 Гц и оптимальную амплитуду 25 м³/сутки. В этих условиях величина нефтедобычи составляла 300% от нефтедобычи стационарного технологического режима. При этом достигнуто снижение обводненности со стационарного значения 93% до 70%. Положительный эффект достигнут путем периодического снижения скорости поперечной фильтрации через нижние слои пласта, содержащие подошвенную воду. Наилучшие результаты получены во втором режиме с периодом модуляции Т=40 часов, что по частоте вблизи нижней границы указанного диапазона 6,9·10^-6 Гц %. В этом случае эффект увеличения добычи нефти достигнут за счет периодического восстановления режима равновесной фильтрации. Последняя частота выбрана для модуляции потока добываемой жидкости как дающая наибольший положительный эффект. Оптимальная амплитуда для этой частоты составляет 23 м³/сутки. Здесь добыча нефти составила 320% при снижении обводненности до 68%.

Примеры практического осуществления предлагаемого способа интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором для различных типов коллекторов подтвердили, что предложенным способом достигается желаемый технический результат. Предложенный способ основан на безостановочной работе погружного скважинного оборудования, осуществляется без остановки потока добываемой жидкости во время эксплуатации скважины и обеспечивает наряду с приростом добываемого количества нефти также и снижение средней обводненности потока добываемой жидкости. Тем самым данный способ обеспечивает устойчивую интенсификацию нефтедобычи. Способ применим к пластам различного типа, в том числе и к однородным по пьезопроводности.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию нефтяных пластов различного типа, в частности к способам интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором.

Предложенный способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором обеспечивает устойчивую интенсификацию, поскольку наряду с приростом добываемого количества нефти происходит также снижение средней обводненности потока добываемой жидкости, а нефтедобычу ведут без остановки погружного скважинного оборудования и в течение периода эксплуатации скважины. Способ применим к пластам различного типа, в том числе и к однородным по пьезопроводности.

Параметры модуляции потока добываемой жидкости выбирают целенаправленно для создания переменной водонасыщенности, в результате чего и достигается положительный эффект. При этом поток добываемой жидкости не останавливают, чем обеспечивают прирост среднего количества добываемой нефти. Эффект достигается тем, что при периодическом изменении водонасыщенности в призабойной зоне пласта происходит снижение средней обводненности потока добываемой жидкости. Способ, осуществляемый посредством периодической модуляции потока добываемой жидкости, в результате которой водонасыщенность в призабойной зоне пласта также периодически изменяется, применим для заводненных скважин с различными характеристиками коллекторов.

Достаточная общность характеристик коллекторов, где применим предложенный способ, возможности практического воплощения способа, подтвержденные примерами его осуществления, указывают на его промышленную применимость.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985 г., 308 с.

2. Патент РФ № 2109130, кл. Е21В 43/16, 1998 г.

3. Закиров А.А. Особенности изменения параметров пласта и пластовых флюидов в зависимости от динамики пластового давления. Нефтепромысловое дело, 2005, № 6, с.25-28.

4. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах.: М.: Недра, 1995, 221 с.

5. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004.

6. Баренблатт Г.И., Винниченко А.П. Неравновесная фильтрация несмешивающихся жидкостей. // Успехи механики, 1980, т.3, вып.3, с.36-50.

7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 207 с.

8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ им. И.М.Губкина, 2003, 816 с.

9. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М., Институт компьютерных исследований, 2004, 410 с.

10. Заявка РФ на изобретение № 2004110747/03, Публ. 10.10.2005, МПК Е21В 43/12.

11. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М., Миннефтепром, 1987 г., 69 с.

1. Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором, включающий снижение средней обводненности потока добываемой жидкости путем его периодической модуляции, отличающийся тем, что обеспечивают периодическое изменение водонасыщенности в призабойной зоне пласта, выбирая в качестве параметра модуляции потока добываемой жидкости частоту его модуляции в диапазоне от 1·10^-6 до 3·10^-4 Гц с амплитудой модуляции потока, обеспечивающей максимальное снижение средней обводненности, и средним значением потока добываемой жидкости, определяемым с использованием индикаторной диаграммы по нефти или ниже определенного значения на величину, не превышающую амплитуды модуляции потока, и таким образом, чтобы упомянутая амплитуда составляла от 10 до 20% от среднего значения потока добываемой жидкости, при этом нефтедобычу ведут без остановки потока добываемой жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды и обводненности, определяемой преимущественно процессом поперечной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают периодическим изменением скорости поперечной фильтрации посредством изменения пористости среды в призабойной зоне, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при различной пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой преимущественно процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают посредством создания периодических перетоков между слоями, для чего частоту выбирают по порядку величины в середине указанного диапазона.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при близкой пьезопроводности слоев, блоков среды в коллекторе сбора и обводненности, определяемой распределением водонасыщенности в продольном направлении, переменную водонасыщенность обеспечивают путем периодического восстановления равновесного режима фильтрации, при котором водонасыщенность в призабойной зоне периодически достигает своего минимально возможного значения, для чего частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии в призабойной зоне скважины подошвенной воды, коллектора сбора с близкими пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами как поперечной, так и продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно периодическим изменением скорости поперечной фильтрации и периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну частоту выбирают по порядку величины вблизи верхней границы указанного диапазона, другую частоту выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии коллектора сбора с различными пьезопроводностями слоев, блоков и обводненности, определяемой процессами продольной фильтрации, переменную водонасыщенность обеспечивают поочередно двумя путями, а именно либо периодическим созданием перетоков между слоями, блоками, либо периодическим восстановлением равновесного режима фильтрации в каждом из слоев по отдельности, поэтому вначале выбирают поочередно две частоты, одну из которых выбирают по порядку величины вблизи середины указанного диапазона, а другую выбирают по порядку величины вблизи нижней границы указанного диапазона, а затем из этих двух частот выбирают ту, которая дает наибольший положительный эффект.