Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора



Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора
Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора

 


Владельцы патента RU 2453688:

Мусаев Хасан Цицоевич (RU)

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию нефтяных пластов, имеющих зональную и/или послойную неоднородность. Обеспечивает ускорение заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличение средней нефтедобычи. Сущность изобретения: способ включает ускорение процесса заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев, осуществляемый путем периодической модуляции дебита скважины. Согласно изобретению ускоряют заводнение низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличивают среднюю нефтедобычу путем создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые. Для этого в каждый период модуляции увеличивают дебит скважины за время, меньшее, чем время установления давления в высокопроницаемых зонах и/или слоях. Поддерживают дебит неизменным в течение времени, равного по порядку величины времени затухания перетоков между зонами и/или слоями. Снижают дебит за время, не меньшее, чем время установления давления в низкопроницаемых зонах и/или слоях. 2 ил.

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам интенсивной эксплуатации нефтяных пластов с неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами нефти.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Большинство продуктивных пластов характеризуются значительной неоднородностью, которая либо связана с процессом их формирования, либо является следствием их эксплуатации, например следствием гидроразрыва пласта. Интенсификация нефтедобычи из таких неоднородных пластов, в которых имеется зональная или послойная неоднородность, может ограничиваться невысоким значением коэффициента охвата, что является следствием медленного заводнения низкопроницаемых зон или слоев среды [1]. В таких зонах, содержащих заметную часть трудноизвлекаемых запасов, связанное течение нефти по направлению от периферии к скважине является медленным, а на достаточно старых скважинах может вовсе прекращаться. В последнем случае извлечение нефти происходит путем еще более медленного процесса капиллярной пропитки [2], [3], при котором через границы низкопроницаемых зон происходит выход отдельных глобул нефти в высокопроницаемые зоны коллектора.

Для неоднородного коллектора одним из способов заводнения низкопроницаемых зон или слоев является организация нестационарных перетоков между зонами или слоями [4], [5], [6]. Такие перетоки возникают из-за разной величины давления в зонах. Как правило, высокопроницаемая зона характеризуется высоким значением коэффициента пьезопроводности, низкопроницаемая - низким, поэтому в высокопроницаемой зоне изменения давления распространяются быстрее. Так, при быстром повышении давления в течение характерного времени переходного процесса τr давление в низкопроницаемой зоне будет меньше. В переходном процессе возможен переток жидкости из высокопроницаемой зоны. На практике быстрое повышение давления осуществляют путем быстрого снижения дебита. При этом часто дебит снижают вплоть до полной остановки добычи [7]. Перетекшая в низкопроницаемую зону жидкость содержит, в основном, воду. При повышении дебита или при включении добычи возникает обратный переток, происходит частичный отбор воды из низкопроницаемой зоны. Эта вода увлекает с собой некоторое количество нефти. Циклическое повторение такого рода изменений дебита действительно позволяет заводнить низкопроницаемые зоны.

Изменения распределений давления в слоях или зонах во времени могут быть проанализированы теоретически на основе известных нестационарных уравнений пьезопроводности [8], [9]. В отсутствие перетоков время переходного процесса τr равно времени установления давления в низкопроницаемой зоне τl. Это время приближенно определяется через коэффициент пьезопроводности ηll≈L2l, где L - характерный линейный размер зоны [10], [11]. Для высокопроницаемой зоны соответствующее время τh, меньше, поскольку коэффициент ее пьезопроводности больше: ηhl. При наличии перетоков в уравнениях пьезопроводности появляются дополнительные слагаемые вида Δp/τp. Здесь τp - характерное время выравнивания давления за счет перетоков. Это время определяется как τp=hH/ην где h - толщина переходной области между зонами, H - толщина зоны, ην имеет смысл коэффициента пьезопроводности в поперечном или вертикальном направлении [12]. При наличии перетоков время переходного процесса сокращается, поскольку давление выравнивается сразу за счет двух процессов. В этом случае τhrn. После завершения переходного процесса давление в зонах выравнивается и перетоки затухают.

Способы реализации перетоков связываются с циклическим прерыванием работы скважин [12], [7]. Главный недостаток таких способов в том, что прерывание работы скважин снижает среднюю нефтедобычу.

Наиболее близким к изобретению является способ интенсификации добычи нефти из пластов с неоднородным коллектором, предложенный в [13]. По этому способу перетоки между слоями или зонами среды с различной пьезопроводностью создаются путем периодического изменения дебита скважины без ее остановки. Правильный выбор периода позволяет чередовать переток одного направления с перетоком противоположного направления. Таким образом, в указанном способе осуществлено чередование переходных процессов, обеспечивающих разнонаправленные перетоки. Поскольку в низкопроницаемые зоны периодически закачивается, преимущественно, вода, этот переменный способ добычи приводит к ускоренному, по сравнению со стационарным способом добычи, заводнению низкопроницаемых зон или слоев коллектора. Однако поступление воды в низкопроницаемые зоны из периферийных областей коллектора в результате «основного» процесса горизонтальной фильтрации не увеличивается. Следовательно, вклад жидкости, прошедшей по пути к скважине по низкопроницаемым зонам, в общий приток жидкости к скважине в среднем также остается неизменным. По этой причине главным недостатком данного способа интенсификации нефтедобычи является незначительное увеличение скорости заводнения низкопроницаемых зон и незначительное увеличение нефтедобычи.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, при котором ускорение заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличение средней нефтедобычи было бы значительным за счет увеличения количества добываемой жидкости, прошедшей к скважине по низкопроницаемым зонам и/или слоям, которое достигается созданием перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Технический результат достигается тем, что предложен способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, включающий ускорение процесса заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев, осуществляемый путем периодической модуляции дебита скважины, отличающийся тем, что ускоряют заводнение низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличивают среднюю нефтедобычу путем создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые, для чего в каждый период модуляции увеличивают дебит скважины за время, меньшее, чем время установления давления в высокопроницаемых зонах и/или слоях, поддерживают дебит неизменным в течение времени, равного по порядку величины времени затухания перетоков между зонами и/или слоями, снижают дебит за время, не меньшее, чем время установления давления в низкопроницаемых зонах и/или слоях.

Суть предлагаемого способа заключается в выборе подходящей периодической зависимости дебита от времени. Данный способ одинаково применим как к слоям, так и к зонам коллектора сбора нефти, которые можно назвать обобщающим термином - «зоны среды». Каждый период этой зависимости содержит время увеличения дебита τ1, время поддержания дебита неизменным τ2 и время снижения дебита τ3, причем допускается циклическая перестановка этих временных отрезков: τ1, τ2, τ3, либо τ2, τ3, τ1, либо τ3, τ1, τ2. Время τ1 выбирают меньше, чем время установления давления в высокопроницаемой зоне τh≈L2h, где ηh коэффициент пьезопроводности этой зоны среды. При этом обеспечено также τ1l, следовательно τ1 меньше, чем время установления притока к скважине. Столь быстрое увеличение дебита приводит к тому, что выравнивание давлений в зонах с различной проницаемостью происходит как за счет притока к скважине из всех зон среды, так и за счет перетока из низкопроницаемых зон среды в высокопроницаемые. По мере выравнивания давления переток затухает, объем перетекшей в данном направлении жидкости перестает увеличиваться. Затухание происходит за время τ2≈τr, в течение которого дебит поддерживают неизменным. Снижение дебита осуществляют относительно медленно, промежуток времени τ3 выбирают из условия τ3≥τl. Благодаря такому выбору величины τ3 переток, имеющий обратное направление, либо существенно слабее, либо не возникает вовсе. Таким образом, за один период реализуют преимущественно однонаправленный переток жидкости из низкопроницаемых зон среды. Объем перетекшей за период жидкости компенсируется в низкопроницаемых зонах увеличением объема жидкости, поступившей из периферийной области коллектора. Тем самым за один период увеличивается количество добываемой жидкости, прошедшей по пути к скважине через низкопроницаемые зоны среды. Количество жидкости, прошедшей к скважине через высокопроницаемые зоны среды, соответственно, снижается.

На фиг.1 представлены схемы течения жидкости через две зоны среды - низкопроницаемую NP1 и высокопроницаемую VP2 в двух различных случаях.

На фиг.1 рисунок «а» иллюстрирует случай установившегося одинакового давления Δp=0 во всех точках этих двух зон среды, когда перетоки жидкости между зонами среды отсутствуют. На практике это имеет место при стационарном способе добычи или, например, при медленном увеличении дебита. Полный поток жидкости Qhn, то есть приток к скважине, равен сумме потоков через каждую зону среды Qhn=Qh+Qn.

На фиг.1 рисунок «б» иллюстрирует случай переходного процесса при той же величине притока Qhn. На практике такой случай реализуют, например, путем быстрого увеличения дебита. В этом случае существует разность давлений в зонах среды Δp≠0, давление в низкопроницаемой зоне среды выше и имеет место поток жидкости, равный Qp, направленный из низкопроницаемой зоны среды в высокопроницаемую. Тогда для случая, изображенного на фиг.1 «б», поток на входе в низкопроницаемую зону среды будет равен Q'n=Qn+Qp, то есть больше по сравнению со случаем, показанном фиг.1 «а». Соответственно, поток на входе в высокопроницаемую зону среды Q'h=Qh+Qp будет меньше.

Из сравнения данных, показанных на фиг.1«а» и фиг.1«б», видно, что в переходном процессе в низкопроницаемую зону среды из периферийной области, которая на рисунке справа, поступает больше жидкости по сравнению с установившимся стационарным течением. Жидкость из периферийной области коллектора сбора содержит преимущественно воду.

Указанные изменения дебита с характерными временами τ1, τ2 и τ3 периодически повторяют, осуществляя периодический процесс нефтедобычи. Поэтому все время нарастает объем жидкости, перетекшей из низкопроницаемых зон среды, и нарастает объем жидкости, преимущественно воды, поступающей в низкопроницаемые зоны среды из периферийной области коллектора. Тем самым в среднем во времени увеличивают приток к скважине той жидкости, которая прошла по низкопроницаемым зонам среды. За счет этого значительно ускоряют заводнение низкопроницаемых зон среды.

Перетекшая жидкость продвигается к скважине согласно закону фильтрации в высокопроницаемой зоне среды, то есть максимально быстро в данном коллекторе. Поскольку перетекшая жидкость содержит большее количество нефти, чем то, которое поступает в скважину из высокопроницаемых зон среды, процесс увеличивает среднюю нефтедобычу. Если процесс осуществляют так, что средний за период дебит оставляют неизменным по сравнению с тем, что поддерживали в стационарном режиме добычи до начала периодической модуляции дебита, то, очевидно, снижают также среднее за период значение обводненности добываемой продукции.

Как следует из изложенного выше, для осуществления данного способа необходимо правильно выбрать зависимость дебита от времени Q(t). При этом ключевыми являются численные значения параметров τ1, τ2 и τ3, а детали процессов повышения или снижения дебита не играют существенной роли. Численные значения τ1, τ2 и τ3, могут быть выбраны на основе теоретических оценок характерных времен в данном неоднородном коллекторе. Для этого необходимо знать величины пьезопроводностей зон среды.

В качестве примера взят коллектор, который имеет два слоя с усредненными значениями пьезопроводностей η1=1,2 м2/с и η2=0,22 м2/с. В этом коллекторе получены значения τh=45 минут и τp=3 часа и τl=4,5 часа. Поэтому численные значения параметров изменения дебита выбраны τ1=15 минут, τ2=2 часа и τ3=9 часов. Результаты численного моделирования, приведенные на фиг.2, подтверждают правильность выбора параметров переменного дебита для данного коллектора. Недостающие для расчетов численные данные, включая значения проницаемостей слоев 220 и 50 мДарси, взяты из данных технологического режима скважины. Переменный дебит Q(t) задают кривой 1. Приток к скважине Qhn показан на кривой 2. Объем жидкости Vp, перетекшей из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую, показан на кривой 3. Добытый объем перетекшей жидкости V'p показан на кривой 4. Из рисунка видно, что при данном выборе параметров дебита τ1, τ2 и τ3 обратный переток из высокопроницаемых зон среды существенно слабее, то есть за каждый период осуществляется переток, преимущественно направленный из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые. Таким образом, на данной скважине обеспечивают рост объема жидкости Vp, перетекшей из низкопроницаемой зоны среды в высокопроницаемую. Тем самым обеспечивают ускоренное заводнение низкопроницаемой зоны среды, поскольку увеличен средний во времени приток жидкости в низкопроницаемую зону среды из периферийной области. Добытый объем перетекшей жидкости V'p нарастает достаточно быстро, поскольку она продвигается к скважине по высокопроницаемой зоне среды, где скорость выше, чем в других зонах среды. Поскольку перетекшая жидкость содержит больше нефти, рост V'p обеспечивает прирост нефтедобычи.

Таким образом, достигнут желаемый технический результат, а именно, предложен способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, при котором ускорение заводнения низкопроницаемых зон и увеличение средней нефтедобычи является значительным за счет создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые.

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПРИМЕНИМОСТЬ

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, а именно, к способам добычи нефти, направленным на интенсивную эксплуатацию неоднородных нефтяных пластов, содержащих зоны среды с различной пьезопроводностью.

Предложенный способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора обеспечивает устойчивую интенсификацию, поскольку наряду с приростом добываемого количества нефти происходит ускоренное заводнение низкопроницаемых зон среды, а нефтедобычу ведут без остановки погружного скважинного оборудования и в течение периода эксплуатации скважины.

Поскольку большинство коллекторов сбора нефти имеют послойную и/или зональную неоднородность, в том числе коллекторы, где был проведен гидроразрыв пласта, имеется достаточная общность характеристик коллекторов, где применим предложенный способ. Поэтому имеются широкие возможности практического осуществления способа, что подтверждает его промышленную применимость.

Источники информации

1. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.5.

2. Кочешков А.А., Кусаков М.М., Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах. // Изв. Вузов, серия «Нефть и газ», 1958, №11, с.59-64.

3. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М., Недра, 1982. - 192 с. Стр.157.

4. Желтов Ю.П. "Разработка нефтяных месторождений", М., Недра, 1986. - 333 с. Стр.311.

5. Боксерман А.А., Шалимов Б.В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1967, №2, 168-174.

6. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.14.

7. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 г., 308 с. Стр.143.

8. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика, М., Недра, 1993. - 416 с. Стр.134.

9. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М., Недра, 1973. - 360 с. Стр.275.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., «Недра», 1972, 288 с. Стр.125.

11. Патент РФ №2109130, кл. E21B 43/16, 1998 г.

12. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. ВНИИОЭНГ, М., 2004, 215 с. Стр.90-91.

13. Патент РФ №2328593.

Способ интенсификации добычи нефти из скважины с зональной и/или послойной неоднородностью коллектора, включающий ускорение процесса заводнения низкопроницаемых зон и/или слоев, осуществляемый путем периодической модуляции дебита скважины, отличающийся тем, что ускоряют заводнение низкопроницаемых зон и/или слоев и увеличивают среднюю нефтедобычу путем создания перетоков жидкости, преимущественно направленных из низкопроницаемых зон и/или слоев в высокопроницаемые, для чего в каждый период модуляции увеличивают дебит скважины за время меньшее, чем время установления давления в высокопроницаемых зонах и/или слоях, поддерживают дебит неизменным в течение времени, равного по порядку величине времени затухания перетоков между зонами и/или слоями, снижают дебит за время, не меньшее, чем время установления давления в низкопроницаемых зонах и/или слоях.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой, в частности для увеличения дренируемой площади призабойной зоны пласта - ПЗП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газоконденсатных залежей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи как с заведением, так и без него. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки массивных и пластово-массивных залежей в условиях аномально низких пластовых давлений, имеющих покрышку большой толщины и подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти массивного типа с послойной неоднородностью. .

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. .

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ) на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты для повышения извлечения углеводородов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче продукции из скважины, в частности нефти, при осложнениях, связанных с повышенным газовым фактором - высоким содержанием попутного газа в добываемой продукции
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине

Изобретение относится к нефтегазод сбывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к способам интенсификации вытеснения пластовой жидкости из слоисто-неоднородных пластов при осуществлении газовой репрессии в указанные пласты, и может быть использовано при подземном хранении газа в пористых пластах

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами
Наверх