Способ эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой.

Уровень техники

При традиционном способе эксплуатации скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежи, то есть скважин, вскрывших продуктивный горизонт в области границы раздела между нефтью и водой (далее в данном документе указанная граница называется водонефтяным контактом, или ВНК), происходит подъем ВНК вблизи скважины, называемый «конусом обводнения».

На Фиг. 1 приведен пример образования зоны пониженного давления возле интервала перфорации в пласте при работе скважины по обычному способу эксплуатации скважины, то есть при использовании одного интервала перфорации, через который и производится отбор нефтесодержащей продукции (нефти и/или воды в чистом виде или в виде смеси с каким-либо другими частицами и компонентами, попадающими в скважину). При отборе продукции возле интервала перфорации возникает зона пониженного давления, при этом по мере отдаления от интервала перфорации степень падения давления уменьшается. Таким образом, около скважины образуется градиент давления.

В случаях, когда скважина расположена в области нефтяной залежи, подстилаемой водой, такой интервал перфорации может располагаться поблизости от границы ВНК. Как известно, при наличии градиента давления происходит движение жидкости в направлении уменьшения давления, а поскольку граница ВНК представляет собой проницаемую, подвижную поверхность, происходит движение не только нефти, но и воды. Такое движение также известно из области техники как прорыв подошвенной воды.

Таким образом, ВНК перемещается вверх, в сторону пониженного давления, рано или поздно достигая интервала перфорации. Тем самым, как показано на фиг. 2, при обычном способе эксплуатации скважины в зоне перфорации образуется так называемый «конус обводнения». При этом происходит частичное или полное замещение нефти водой в зоне перфорации и, соответственно, снижение выработки нефтенасыщенной части пласта. После того как произошел прорыв воды в область перфорации, для восстановления коэффициента выработки приходится проводить затратные с точки зрения времени и ресурсов работы по изоляции прорыва.

Соответственно, существует необходимость предотвращать возникновение конусов обводнения.

Из уровня техники известны методики, позволяющие бороться с конусами обводнения. Одной из таких методик, в частности, является способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтегазовых скважин, раскрытый в патенте US 6,125,936 («Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning» (Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтегазовой скважины для минимизации образования конусов обводнения), МПК E21B 43/12; E21B 43/14; E21B 43/32; E21B 43/38, опубл. 03.10.2000, автор: SWISHER MARK D [US]). В указанном способе выполняется перфорация скважины в нижней и верхней частях пласта, и затем вода добывается с контролируемой скоростью в нижней части пласта так, что создается падение давления, равное падению давления, создаваемому добычей углеводородов в верхней части пласта. Соответственно, углеводороды добываются с минимальным образованием конусов обводнения со скоростью, которая максимизирует рентабельность.

Тем не менее, в данном патенте не раскрываются варианты подбора необходимого оборудования для применения в скважине. Единственный путь подбора оборудования, который очевидно следует из данного патента, состоит в том, что необходимо в скважину спустить два глубинных прибора с целью замера давлений в верхней и нижней областях перфорации, что потребует дополнительных затрат времени и ресурсов. Более того, следует учесть, что возможна ситуация, при которой потребуется замена выбранного глубинного оборудования в связи с отклонениями запланированных параметров работы от фактических, так как пластовое давление в призабойной зоне зависит от темпов отбора.

Сущность изобретения

Как следует из вышесказанного, существует необходимость в разработке надежной и низкозатратной методики подбора оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, с предотвращением при этом возникновения конусов обводнения и исключения необходимости частой смены этого оборудования.

Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков уровня техники и решает указанную задачу за счет применения способа эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта, содержащего этапы, на которых:

перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта;

организуют одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью, так чтобы забойное давление в водосодержащей части пласта не превышало забойное давление в нефтесодержащей части пласта;

при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом следующего соотношения:

,

где Q₁ и Q₂ - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно,

μ₁ и μ₂ - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно,

k₁ и k₂ - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, и

h₁ и h₂ - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно.

Применение данного способа позволяет повысить эффективность и надежность эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 изображен пример формирования градиента давления в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.

На фиг. 2 изображен пример образования конуса обводнения в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.

На фиг. 3 изображен пример применения способа эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Во избежание негативных последствий применения описанного в уровне техники традиционного способа, предлагается организовать одновременный отбор как в нефтеносной, так и в водоносной частях пласта, что позволит создать зону разрежения давления также и в водоносной части пласта, что, в свою очередь, будет препятствовать движению ВНК в силу того, что между верхней и нижней частями пласта будет отсутствовать перепад давления. Для организации одновременного отбора по обоим пропласткам предлагается внедрить установку ОРЭ на границе ВНК.

Вариант осуществления предлагаемого способа изображен на фиг. 3. В частности, усовершенствованный способ эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта, может содержать следующие этапы.

Скважина перфорируется в области нефтесодержащей части пласта выше ВНК и в области водосодержащей части пласта ниже ВНК. Указанные зоны перфорации должны находиться на некотором расстоянии друг от друга в целях предотвращения влияния возможных случайных перепадов давления.

Затем через отверстия в зонах перфорации организовывается одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта. Для отбора продукции может применяться любая известная подходящая установка ОРЭ. В частности, как показано на фиг. 3, может применяться установка ОРЭ, содержащая две колонны, при этом с помощью одной колонны может выполняться отбор нефти, а с помощью другой колонны может выполняться отбор воды.

Для предотвращения движения зеркала ВНК по направлению к верхнему интервалу перфорации, необходимо организовать работу таким образом, чтобы забойное давление в водосодержащей части пласта (Р_заб.в) не превышало забойное давление в нефтесодержащей (Р_заб.н). Если в призабойной зоне пласта Р_заб.в Р_заб.н, то и в любой другой точке пласта условие выполняется тоже, т.к. водосодержащая часть пласта обладает лучшими гидродинамическими свойствами.

За счет этого, как видно из фиг. 3, не создаются условия для движения ВНК, то есть образования конуса обводнения не происходит.

Следует отметить, что зон перфорации как в нефтесодержащей части пласта выше ВНК, так и в водосодержащей части пласта ниже ВНК, может быть больше одной. Кроме того, может применяться установка ОРЭ с большим количеством колонн, например, в целях повышения эффективности регулирования темпов отбора продукции и предотвращения конусообразования, а также упрощения утилизации отбираемой воды.

Для регулирования темпов отбора для поддержания заданных давлений обычно используется формула Дюпюи.

(1),

где Q - объемный расход (дебит) отбираемой продукции,

μ - вязкость отбираемой продукции,

k - проницаемость пласта, и

h - мощность пласта,

P_конт - контурное давление,

P_заб - забойное давление,

R_конт - радиус контура,

- радиус скважины.

Соответственно, чтобы определять требуемую скорость отбора продукции (или иными словами, требуемый дебит) для той или иной колонны, необходимо измерять все вышеперечисленные параметры, в том числе забойное давление.

Однако из формулы (1) можно вывести обратную зависимость забойного давления от дебита, которая показывает, какое давление должно поддерживаться вблизи областей перфорации:

(2).

Таким образом, забойное давление в нефтесодержащей части пласта (указанное индексом 1) равно

(3),

тогда как забойное давление в водосодержащей части пласта (указанное индексом 2) равно

(4).

Как указано выше, забойное давление в водосодержащей части пласта не должно превышать забойное давление в нефтесодержащей части пласта, то есть

P_заб1 P_заб2(5),

где P_заб1 - забойное давление в нефтесодержащей части пласта,

P_заб2 - забойное давление в водосодержащей части пласта.

Подставив полученные выражения (3) и (4) в неравенство (5), получаем следующий результат:

(6),

или

(7),

который приводит к неожиданному выводу, что для поддержания требуемых давлений в зонах перфорации нет необходимости знать и измерять сами эти давления, поскольку темпы (скорость) отбора продукции можно регулировать на основании достоверных данных о физико-химических свойствах нефти и воды, а также с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта, при этом с высокой достоверностью можно определить дебиты для обеспечения неподвижности ВНК в зоне отбора.

В частности, можно отметить, что задействованные в выражениях (6) и (7) значения вязкости отбираемой продукции (μ), проницаемости пласта (k) и мощности пласта (h) являются значениями, которые не требуют частого измерения, поскольку не подвержены резким или случайным изменениям. Таким образом, периодически измеряя значения μ, k и h в водосодержащей и нефтесодержащей частях пласта, можно определять значение

(8),

которое далее в данном документе называется поправочным коэффициентом (ПК). Период измерения значений μ, k и h, и соответственно, период определения поправочного коэффициента может составлять, например, 1 раз в 2-3 года.

Периодически определяя ПК, а также задавая значение Q₁ (дебита продукции из нефтесодержащей части пласта), можно выбирать с помощью соотношения (7) значение Q₂ (дебита продукции из водосодержащей части пласта). Тем самым, будет обеспечиваться условие (5).

Кроме того, воспользовавшись упомянутыми измерениями для определения поправочного коэффициента, а также подбором значений дебита для выполнения соотношения (7), можно точно определить, какое оборудование следует использовать для отбора продукции, при этом в отличие от методик, известных из уровня техники, не потребуется замена глубинно-насосного оборудования в связи с отклонениями замеренных параметров давления от действующих. Так, на типоразмер глубинно-насосного оборудования могут влиять именно темпы отбора продукции, и даже при изменении ПК дебиты Q₁ и Q₂ можно подбирать так, чтобы не было необходимости менять оборудование по меньшей мере в одной из колонн установки ОРЭ.

Применение предлагаемого способа эксплуатации скважин позволяет снизить подвижность подошвенных вод в вертикальном направлении, приблизить условия эксплуатации залежи к поршневому способу эксплуатации, увеличить безводный период эксплуатации скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи, снизить затраты времени и ресурсов, избежать необходимости смены оборудования, или иными словами, повысить эффективность и надежность эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Следует понимать, что конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются лишь примерами и не должны рассматриваться как ограничение настоящего изобретения, и специалисты в данной области техники могут внести в него изменения и дополнения без отступления от сущности и объема изобретения. Объем изобретения задается последующей прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержащий этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулирование скорости содержит этапы, на которых: измеряют значения вязкости продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, и проницаемости и мощности нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта; выбирают скорость отбора продукции и оборудование для отбора продукции с учетом следующего соотношения:
,
где Q₁ и Q₂ - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, μ₁ и μ₂ - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, k₁ и k₂ - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, и h₁ и h₂ - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно.

2. Способ по п.1, в котором скважина содержит по меньшей мере две колонны, и отбор продукции из нефтесодержащей части пласта выполняют с помощью колонн, отличных от тех колонн, с помощью которых выполняют отбор продукции из водосодержащей части пласта.

3. Способ по п.1, в котором измеряют упомянутые значения вязкости, проницаемости и мощности с периодичностью один раз в 2-3 года.