Способ разработки нефтяного месторождения



Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2540718:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания. При этом, нагнетательные скважины оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины. Перед эксплуатацией определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого пласта в отдельности. Затем строят графические зависимости от их величины забойного давления нагнетания и пластового давления. По полученным зависимостям определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов. При эксплуатации производят раздельную закачку и совместный отбор продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позволяет сократить эксплуатационные затраты за счет снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент нефтеизвлечения (Патент РФ №2072031, кл. Е21В 43/20, опублик. 1997.01.20).

Недостатком известного способа является трудная осуществимость оптимальных забойных и пластовых давлений, а следовательно, и недостаточно высокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (Патент РФ №2336413, опублик. 2008.10.20 - прототип).

Известный способ воспроизводим на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом. При таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей.

В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, согласно изобретению проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют, выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности, при высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины, при коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

Сущность изобретения

Анализ разработки нефтяного месторождения является определяющим в ряду мероприятий по сокращению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи месторождения. Существующие технические решения сложны и требуют для осуществления привлечения большого числа специалистов и техники, обводненность добываемой продукции остается на высоком уровне, невысока конечная нефтеотдача месторождения. В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

Характерной особенностью поздней стадии разработки является возрастание доли запасов слабопроницаемых коллекторов, высокая обводненность, разобщенность запасов. В этих условиях проводимые геолого-технические мероприятия, в основном, направлены на вовлечение слабодренируемых и глинистых коллекторов, доля добычи нефти по которым растет. Именно на поздней стадии разработки увеличивается значение управления процессами нефтеизвлечения и, соответственно, необходимости активного развития технологий управления закачкой на основании оперативной информации по конкретным параметрам разработки отдельных участков с использованием гидропроводности, пьезопроводности межскважинных интервалов, скоростей и направлений фильтрации флюидов. Внедрение автономных приборов с выводом информации технологу и геологу позволяет в оперативном режиме контролировать режим работы скважин, определять направление воздействия нагнетательных скважин и соответственно оптимизировать пластовое давление, регулировать ход нефтевытеснения в различных коллекторах и отдельных участках. Увеличение или сокращение объемов закачки воды и отборов жидкости на участке в оперативном режиме позволяет оптимально использовать ресурсы системы поддержания пластового давления, достичь эффективного нефтевытеснения на маломощных, слобопроницаемых коллекторах. При этом имеется огромный объем оперативной информации, поступающей с контрольно-измерительных приборов и автоматики для анализа и принятия управленческих решений по разработке. Система телеметрии, например, на опытном участке 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения, состоящем из 107 добывающих и 103 нагнетательных скважин, фиксирует до 1 млн событий в сутки. В этих условиях технологическая и геологическая службы цеха добычи нефти и газа большую часть информации физически не успевает обработать.

В такой ситуации вручную довольно сложно выявить зависимость изменения режима работы нагнетательной скважины на добывающую. На практике, для выработки знания о взаимовлиянии необходима длительная остановка закачки и частый контроль за давлением на добывающей скважине, что занимает много времени и может быть неприемлемо для объемов добычи нефти. Необходимы методы математического анализа поступающего массива данных с приборов учета и датчиков на каждой скважине для выявления корреляции отдельных групп параметров, в том числе на очень малых временных интервалах, с фиксацией реакции даже на очень слабые и кратковременные сигналы.

Поэтому без применения программных средств оперативного анализа, математической обработки данных телеметрии с целью удобства ее восприятия, визуализации, ранжирования наиболее важной ее части и выработки решений эффективность разработки не достичь.

В предложенном способе при разработке нефтяного месторождения проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости, позволяющими при известных параметрах траектории проходки скважины рассчитывать забойное давление в режиме нагнетания, и оснащение добывающих скважин, эксплуатирующихся датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, например, для скважин с штанговыми глубинными насосами датчиками замера нагрузки на штанговую колонну в точке подвеса штанг, показания которого при известных параметрах штанг и добываемой жидкости позволяют расчетным путем определить давление на приеме насоса с дальнейшей оценкой состояния забойного давления и вычисление пластовых давлений вблизи скважин, архивацию и усреднение до суточных величин показаний, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на насосное оборудование, например, на головке балансира штангового глубинного насоса. Сравнивают графики их наложением, по нагнетательным и добывающим скважинам определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. Непроизводительную закачку в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны ликвидируют.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина1200-1850 м, пластовое давление 9,0-22,5 МПа, пластовая температура 12-52°С, пористость 0,12-0,28 д.ед., проницаемость 50-1500 мДарси, нефтенасыщенность 50-95%, вязкость нефти в пластовых условиях 3-90 мПа*с, плотность нефти 820-900 кг/м3. Текущая средняя обводненность добывающих скважин по объекту составляет 40-96%. Средний текущий дебит добывающих скважин составляет по жидкости 10-40 м3/сут. Средняя текущая приемистость нагнетательных скважин составляет 20-100 м3/сут. Достигнутый текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,2-0,5, расчетный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,53.

На залежи оконтуривают участок разработки, представленный на фиг.1. На фиг.1 приняты следующие обозначения: 1 - нагнетательные скважины, 2 - добывающие скважины.

Геологическая характеристика объекта: рассматриваемый участок является элементом кыновского горизонта юго-восточной части 3 блока Березовской площади, расположенный на границе со вторым блоком и как отдельное геологическое тело не обособляется. Коллектор представлен неоднородными породами, изменяющими состав по простиранию от песчаников до алевролитов. По разрезу пласт представлен одним пластом толщиной до 3 м или расчлененным на 2 пропластка толщиной 1-1,8 м каждый, разделенные глинистым прослоем толщиной до 1,5 м.

Характеристика работы фонда скважин на участке на рассматриваемом элементе залежи расположены 2 нагнетательные скважины 1 и 7, оказывающие влияние на темп разработки. Участок характеризуется крайне неравномерными распределениями пластового давления и обводненности добываемой продукции. Для скважин №2 и 3 среднее пластовое давление составляет Рпл=10,8 МПа при обводненности 10%, для скважин №№4, 5 среднее пластовое давление находится на уровне 15,0 МПа, а обводненность варьируется от 10 до 80%. Приемистость скважины №1 составляет 80 м3/сут, скважины №7-50 м3/сут при устьевом давлении Ру=12,0 МПа на пластовой девонской воде из системы межскважинной перекачки. Все добывающие скважины оснащены контроллерным оборудованием фирмы Lufkin и эксплуатируются штанговыми глубинными насосами с диаметром 27-44 мм. При этом режим их работы различен: скважины №№2, 3 работают в режиме откачки с заданным забойным давлением, останавливаясь по уставке наполнения насоса по динамограмме режим "PocControl"; скважины №№4, 5 эксплуатируются в режиме "timer" с фиксированным, установленным специалистом промысла в ручном режиме, временем работы и накопления в каждом цикле. Выбор режима в пользу "timer" обусловлен меньшим содержанием газа в добываемой продукции скважин и отсутствием влияния газа на динамограмму, что, в свою очередь, является основным условием эксплуатации скважины в режиме откачки. На всех добывающих скважинах произведен гидроразрыв пласта.

Зависимость величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик следующая: в скважинах, вскрывших заглинизированные коллекторы с коэффициентом глинистости Кгл >3, пластовое давление, как правило, пониженное <14 МПа ввиду низкой приемистости нагнетательных скважин, <50 м3/сут. Интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений следующие: нагнетание при давлении 9,0-14,0 МПа, в отдельных случаях до 18,0 МПа, пластовые давления в зоне отбора - 11,0-21,5 МПа. Нагнетательные и добывающие скважины снабжают датчиками давления типа "Метран" или "Кристалл", расходомером "Взлет-ППД" и датчиком нагрузки для ШГН фирмы "Lufkin". При существующей системе разработки не реже одного раза в сутки выполняют замер регистрируемых параметров со всех установленных приборов и датчиков во всех скважинах и вычисление пластовых давлений вблизи скважин. Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального сточки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления.

Однако при таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей. Для увеличения нефтеотдачи залежи и снижения обводненности добывающих скважин проводят ряд мероприятий.

На схеме месторождения оконтуривают объемный участок месторождения в пределах нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин (см. фиг.1). На фиг.1 представлены 1, 7- нагнетательные скважины, 2, 3, 4, 5, 6 - добывающие скважины, 8 - контур участка месторождения. По нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (расход, м3/сут), замеренные 1 раз в 2 часа по скважине 1, следующие: 220, 230, 260, 280, 250, 250, 230, 240, 270, 260, 250, 250. Усредненное значение расхода за сутки составляет 250 м3/сут.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время. Пример построения графика по скважине №1 представлен на фиг.2. На фиг.2 линией обозначена кривая зависимости расхода от времени работы скважины.

По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (нагрузка на головке балансира, т) по добывающей скважине №2 следующие: 10, 10, 10,5, 10, 9,5, 11, 11, 10, 10, 9, 9, 10.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на головке балансира. Пример построения графика представлен на фиг.3. На фиг.3 линией обозначена кривая зависимости времени работы скважины от нагрузки на головке балансира. Сравнивают наложением 2 графика по нагнетательным и добывающим скважинам (см. фиг.4). Определяют на одном и том же промежутке времени суток схожесть амплитуд по высоте колебания и расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин в течение суток.

На фиг.4 показано полное совпадение пиков графика для скважин 1 и 2. Делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 2.

На фиг.5 показано частичное совпадение пиков графика для скважин 1 и 3.Делают вывод о влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 3 через часть периода времени.

На фиг.6 показано полное несовпадение пиков графика для скважин 1 и 4. Делают вывод о влиянии через период времени

На фиг.7 показано полное отсутствие пиков графика для скважин 1 и 5. Делают вывод об отсутствии влияния нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 5.

Аналогичные графики строят для прочих пар скважин нагнетательная - добывающая на других участках месторождения.

На основании графиков и рассчитывают условный коэффициент взаимовлияния скважин К от 1 до 0.

Расчет коэффициента схожести сигналов производят следующим образом. Выбирают группу скважин, в которой отмечается одна нагнетательная скважина, относительно которой рассчитываются коэффициенты схожести сигналов параметров работы скважин. Скважины с реальными координатами забоев размещают на плоскости в одномерной системе координат из условия, что расстояния между ними пропорциональны схожести их сигналов. Скважины с наиболее близкими «схожими» по амплитуде и периоду колебаний, возникающих в результате возмущения, созданного нагнетательной скважиной 1, располагают ближе друг к другу. Распределение скважин в одномерной системе координат производят с помощью нейросетевого анализа динамики параметров работы выбранных скважин. Мерой коэффициента «схожести» в диапазоне от 0 до 1 служит расстояние между скважинами в одномерной системе координат. Таким образом, коэффициент «схожести», косвенно характеризующий коэффициент взаимовлияния скважины 1 и скважин 2; 4; 6, равны 0,52; 0,445; 0,266 соответственно.

Коэффициенты ранжируют следующим образом: К=0,8-1 - максимальное влияние, К=0,5-0,8 - сильное влияние, К=0,1-0,5 - слабое влияние, К<0,1 - отсутствие влияния. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. По скважине 2 наблюдается высокая динамика обводненности более 25% в течение 0,5 года. Отключают или частично ограничивают закачку на 50% через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. Для скважины 5 коэффициент схожести сигнала скважин менее 0,1. Делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. Проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонную циркуляцию или нарушение герметичности эксплуатационной колонны методами радиометрии, термометрии и опрессовки колонны и зумпфа. Проводят работы, направленные на ликвидацию заколонной циркуляции и нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции с текущего значения 65 до 62%. Расчет конечной нефтеотдачи свидетельствует о повышении нефтеотдачи участка месторождения в результате комплекса мероприятий на величину до 0,001 д.ед.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу залежи при упрощении анализа разработки и сокращении материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, отличающийся тем, что проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют, выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности, при высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины, при коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами и отбирают продукцию скважины из каждого участка. При этом при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения профиля притока устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м. Насосы размещают последовательно на одной колонне труб. Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Одновременно с циркуляцией раствора кислоты осуществляют подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт осуществляют со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри НКТ. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора ПАВ в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой. Промывают ствол скважины. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. При этом прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ. Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки скважины. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий спуск в скважину на колонне труб установленные последовательно снизу вверх гидроимпульсное устройство и струйный насос. Подают жидкостную среду в гидроимпульсное устройство и воздействуют этой средой на прискважинную зону продуктивного пласта с одновременной откачкой с помощью струйного насоса жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность. Дополнительно на колонне насосно-компрессорных труб перед гидроимпульсным устройством установлен глубинный манометр. Причем в качестве гидроимпульсного устройства используют ротационный гидравлический вибратор для создания гидромониторного и импульсно-кавитационного истечения вдоль интервала перфорации. Воздействие на структуры пласта с флюидом осуществляют путем возбуждения резонансных колебаний столба жидкости в скважине за счет совпадения частоты пульсаций ротационного гидравлического вибратора и собственной резонансной частоты обсадной колонны с флюидом, находящейся ниже ротационного гидравлического вибратора и являющейся резонатором типа «органная труба». Требуемую частоту колебаний f, Гц, определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности проводимых исследований и обработки прискважинной зоны пласта с совмещением воздействий гидромониторным эффектом на перфорационные отверстия или фильтры эксплуатационной колонны и импульсно-кавитационным истечением на структуру пласта с флюидом с контролем параметров обработки. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения оптимального режима закачки воды при заводнении и снижения расходов на добычу нефти. При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции. На остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки. При циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды. Насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции. Электропривод насосов выполняют частотно регулируемым. При этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции. При уменьшении расхода рабочего агента и увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. При увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. Продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины. Продолжительность полного или частичного перекрытия подводящего водовода назначают не менее 2 час и не более 4 час в сутки. Полное или частичное перекрытие подводящего водовода назначают с учетом времени контроля мощности электросети. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами. Осуществляют отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающемся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос. Расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м. 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами. Затем осуществляют спуск в скважину нескольких насосов. При этом в терригенном или карбонатном пласте предварительно определяют приток нефти к каждому горизонтальному стволу добывающей скважины. Выбирают горизонтальные стволы, отличающиеся дебитами нефти на 20% и более. В горизонтальный ствол длиной менее 300 м спускают насосы на параллельных колоннах труб. В горизонтальный ствол длиной более 300 м спускают насосы на одной колонне труб. Насосы в стволе размещают не ближе 30 м друг от друга. Каждый горизонтальный ствол скважины условно разделяют на три последовательных участка. В центральный участок спускают насосы с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов на участке в конце горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа для поддержания пластового давления в продуктивном пласте. Задача изобретения - снижение трудозатрат при осуществлении технологии закачки попутного газа в нефтяные скважины для поддержания пластового давления при эксплуатации углеводородных залежей и повышения их продуктивности. По способу осуществляют вторичное вскрытие интервалов скважины напротив газонасыщенной части продуктивного пласта - газовой «шапки» и напротив нефтенасыщенной части пласта. В скважину спускают насосно-компрессорную трубу - НКТ. Осуществляют изоляцию пакером газовой «шапки». Закачивают газ в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбирают продукцию с помощью скважинного насоса. Вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов. Затем спускают в скважину две коаксиально установленные НКТ разного диаметра. НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают их скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа. НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют их с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора. Производят отбор нефти через НКТ меньшего диаметра. Закачку отсепарированного газа осуществляют через НКТ большего диаметра. При этом отсепарированный газ под давлением подают в межпакерное пространство в газонасыщенную часть пласта над газонефтяным контактом - ГНК, поддерживая энергию пласта на постоянном уровне. По мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта границу ГНК постепенно перемещают по мощности пласта от кровельной к подошвенной части, обеспечивая постепенный темп снижения отбора нефти. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с риском прорыва газа из газовой шапки. Обеспечивает повышение степени выработки запасов нефти посредством управления внутрипластовыми перетоками газообразного флюида и снижения рисков конусообразования, а также снижение затрат на подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта. Сущность изобретения: по способу применяют горизонтальные скважины, горизонтальный участок которых проходит по нефтяному пласту на расстоянии от газовой шапки не менее 1/2 толщины нефтяной части. Создают ответвление с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх, с пересечением газонефтяного контакта и вскрытием газонасыщенной части пласта. При этом выполняют перфорирование колонны со вскрытием газовой шапки в двух противоположных участках скважины в пределах целевого пласта. Управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций осуществляют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств. Конструкция скважины по способу позволяет осуществлять независимую добычу газа в необходимых объемах из двух интервалов вскрытия газовой шапки, что позволяет независимо обеспечить контроль за перемещением газонефтяного контакта и подъем пластового флюида на поверхность за счет естественного газлифта. 5 ил., 1 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей. Технический результат - снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении сланцевых залежей. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи. Осуществляют подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт. Вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами. Подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи. Добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками. Добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках. Перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания. Продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть. Сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям. Сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты. Технический результат - повышение эффективности добычи углеводородов. По способу изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта. Используют селективную закачку для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта. При этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта. Изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта. Осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта. Осуществляют испытания ступенчатого изменения давления по меньшей мере на одном слое пласта в совокупности слоев пласта. Испытание ступенчатого изменения давления включает в себя открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины. При этом один из слоев пласта вскрывают при заданном давлении. Осуществляют обратный поток флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта. Осуществляют повторное вскрытие одного из слоев пласта один или более раз. При этом давление вскрытия пласта уменьшают каждый раз. Определяют режим, при котором давление вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта. В ответ на определение того, что давление повторного вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх