Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится и нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. Для осуществления способа разработки залежи и увеличения нефтеотдачи регулируют проницаемость водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем единовременной массированной закачки оторочек потокоотклоняющих реагентов. Проводят геолого-промысловый анализ залежи и анализ её разработки. Выделяют лито-фациальные зоны залежи, степень охвата лито-фациальных зон системой техногенных трещин для нагнетательных скважин каждой из зон. Определяют тип, объём и реологические свойства реагентов. По геолого-геофизическим характеристикам и степени охвата техногенными трещинами выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции. По результатам массированной обработки лито-фациальных участков оценивают реакцию добывающего фонда снижением обводненности продукции за счет воздействия. Определяют с привлечением геолого-гидродинамического моделирования доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда. Проводят по лито-фациальным зонам поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания и повторно выполняют массированные единовременные закачки. Достигается технический результат - повышение эффективности вытеснения и коэффициента извлечения нефти, снижение обводненности добываемой продукции. 2 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи неоднородного пласта и снижение обводненности добываемой нефти из залежей. Обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти, повышение добычи нефти, снижение ее обводненности и увеличения охвата залежи воздействием, как по площади, так и по разрезу за счет учета лито-фациальных особенностей различных зон пласта.

Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и сшивающей системы, проведение технологической выдержки, причем в качестве сшивающей системы берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотой [1].

Недостатком данного способа является низкая эффективность работ из-за не учета лито-фациальной зональности пород продуктивного пласта, значительных геолого-геофизических различий коллекторов в разных лито-фациальных зонах, влияющих на особенности выработки запасов, а соответственно, выбор рецептуры и объема потокоотклоняющей композиции. Кроме того, способ не учитывает наличие на залежах системы техногенных трещин, созданных при ГРП и автоГРП в процессе разработки пластов.

Известен способ разработки неоднородных обводненных нефтяных пластов, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц и глинистой суспензии, в котором в качестве дисперсных частиц используют наполнитель пластиковый, суспензии в пласт закачивают одновременно с добавками, обеспечивающими набухание наполнителя пластикового и/или глины [2].

Недостатком этого способа является низкая эффективность, так как при его осуществлении не учитываются как естественная, так и искусственно созданная при проведении ГРП неоднородность пласта, наличие системы техногенных трещин, лито-фациальная зональность при выработке запасов.

Известен также способ увеличения нефтеотдачи, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое осадкообразование, причем внутрипластовое осадкообразование осуществляют вначале от приконтурных и водоплавающих зон пласта и продолжают, охватывая последовательно зоны пласта с более высокими абсолютными отметками кровли пласта, по этому же направлению осуществляют вытеснение нефти водой, при этом по группе скважин и по отдельным скважинам проводят текущие замеры обводненности вытесняемой нефти, для чего отбирают пробы жидкости из вертикально восходящих участков выкидных труб на устье скважины, прерывают вытеснение нефти водой и повторяют закачки оторочек осадкообразующих реагентов [3].

Недостатком данного способа является то, что эффективность его низка в условиях неоднородных пластов с отсутствием гидродинамической связи с законтурными областями, водоплавающих зон и наличием развитой системы техногенных трещин (трещин ГРП и автоГРП). Кроме того, способ не учитывает лито-фациальные особенности различных зон пласта и характер их влияния на взаимосвязь добывающих и нагнетательных скважин и выработку запасов нефти.

Задачей настоящего изобретения является создание эффективного способа регулирования разработки нефтяных месторождений, позволяющего за счет увеличения охвата промытых пропластков как по площади, так и по разрезу залежи увеличить эффективность вытеснение нефти из мало дренируемых и не дренируемых зон, в конечном итоге, повысить добычу, коэффициент извлечения нефти и уменьшить обводненность добываемой продукции.

Поставленная цель достигается за счет того, что в известном способе увеличения нефтеотдачи, включающем регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение, согласно изобретению, на залежи в результате геолого-промыслового анализа и анализа разработки выделяют лито-фациальные зоны, степень охвата лито-фациальных зон системой техногенных трещин, для нагнетательных скважин каждой лито-фациальной зоны по ее геолого-геофизическим характеристикам и степени охвата техногенными трещинами выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции, а закачку потокоотклоняющих композиций ведут массировано, единовременно во все нагнетательные скважины, участвующие в вытеснении нефти в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон. По результатам массированной обработки лито-фациальных зон оценивают реакцию добывающего фонда снижением обводненности продукции за счет воздействия, определяют доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, проводят по лито-фациальным зонам поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для каждой лито-фациальной зоны и повторно выполняют массированную закачку потокоотклоняющих составов. Корректировку режимов последующего, единовременного массированного воздействия по результатам предыдущего воздействия выполняют с применением геолого-гидродинамического моделирования, а процесс повторяют циклически с периодом, равным периоду действия эффекта от каждой единовременной массированной обработки. Повторные единовременные массированные обработки выполняют в две стадии, причем в период первой стадии улучшают энергетическое состояние по лито-фациальным зонам, с увеличением пластового давления до значений не ниже гидростатического, путем увеличения компенсации отбора закачкой и остановки добывающего фонда скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной.

Данный способ разработки залежи был апробирован на одной из залежей Н-го месторождения нефти. В результате геолого-промыслового анализа и анализа разработки в пределах залежи выделены 2-е лито-фациальные зоны - А и Б.

По результату литофациального анализа пласт А формировался в мелководно морских условиях трансгрессивного режима осадконакопления, пласт Б представлен континентальными и переходными осадкообразованиями, характеризуется высокой литологической неоднородностью. В составе континентальных отложений пласта Б выделены два основных литотипа разреза. Первый литотип - русловые отложения, второй литотип - прирусловые отложения (пойменные). В результате гидродинамического моделирования выявлено отставание выработки залежи, основное отставание получено по русловой части пласта Б.

Геолого-физическая характеристика лито-фациальных зон представлена в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что лито-фациальная зона А по фильтрационно-емкостным свойствам относится к весьма неоднородным низкопроницаемым пластам, Лито-фациальная зона Б тоже представлена неоднородными отложениями с наличием высокопроницаемых пропластков с проницаемостью, превышающей (500-1000)*10^-3 мкм².

Изучение результатов гидродинамических исследований и построение по нагнетательному фонду скважин графиков Холла показало, что 43% нагнетательного и 68% добывающего фонда лито-фациальной зоны А имеет систему техногенных трещин.

По материалам гидродинамического моделирования выявлено, что рост обводненности добываемой продукции в лито-фациальной зоне А связан с наличием развитой системы техногенных трещин. Кинжальные прорывы воды из зоны нагнетания в зону отборов в пределах лито-фациальной зоны Б связаны с наличием в разрезе пропластков суперколлекторов с проницаемостью, превышающей (500-1000)*10^-3 мкм². Данные факторы осложняют выработку запасов и достижение проектных коэффициентов извлечения нефти.

В результате для повышения нефтеотдачи в лито-фациальной зоне А подобрали осадко- и гелеобразующие композиции со средними и пониженными значениями реологических характеристик. Композиции со средними значениями реологических характеристик предназначались для участков лито-фациальной зоны с развитой системой техногенных трещин. Композиции с пониженными реологическими характеристиками предназначались для участков лито-фациальной зоны с отсутствием развитой системы техногенных трещин. Объемы закачки композиций в каждую из нагнетательных скважин подбирались исходя из объемов вокруг нее трещинных систем и каналов с низким фильтрационным сопротивлением.

Для повышения нефтеотдачи в пределах лито-фациальной зоны Б подобрали жесткие осадко- и гелеобразующие потокоотклоняющие композиции с наполнителями, имеющие повышенные значения реологических свойств. Объемы и реологические характеристики композиций подбирались с учетом объемов, вскрытых каждой из нагнетательных скважин, пропластков суперколлекторов и их проницаемости.

Так как рассматриваемая залежь представляет собой единую гидродинамическую систему, включающую лито-фациальные зоны А и Б, а при воздействии на нее потокоотклоняющими композициями необходимо перекрыть как можно больше высоко проводящих обводнившихся каналов фильтрации, перераспределив фильтрационные потоки в низкопроницаемые неохваченные или слабо охваченные выработкой зоны, для максимального охвата пласта выработкой и равномерной выработки запасов нефти из залежи, было принято решение о массированной закачке потокоотклоняющих составов единовременно во все нагнетательные скважины как лито-фациальной зоны А, так и Б.

Важным условием успешности реализации единовременной массированной закачки потокоотклоняющих составов является сохранение уровня пластового давления, с целью минимизации риска потерь в добыче по причине снижения пластового давления за счет снижения компенсации отбора закачкой на начальной стадии, сразу после закачки потокоотклоняющих композиций. Поэтому перед единовременной массированной закачкой потокоотклоняющих композиций выполнили анализ энергетического состояния на различных участках лито-фациальных зон и исключили из эксперимента нагнетательные скважины на участках с пониженными значениями пластовых давлений.

Определив виды и объемы потокоотклоняющих составов, перечень участков и нагнетательных скважин, в которые необходимо выполнить их закачку, подготовили программу единовременного массированного повышения нефтеотдачи и приступили к ее реализации. Массированная обработка была выполнена в 2016 и 2017 гг.

Результаты реализации способа приведены в таблице 2. В первый год, в соответствии с подготовленной программой, единовременно массировано потокоотклоняющие композиции закачали в 52 скважины русловой зоны А+Б. В результате за счет, как стабилизации, так и снижения обводненности добываемой продукции дополнительная добыча нефти в пределах лито-фациальных зон в объеме 29,992 тыс.тонн нефти. Длительность эффекта по разным участкам лито-фациальных зон составила от 7 до 10 месяцев.

По результатам массированной обработки лито-фациальных зон в 2016 г. массированного воздействия оценили реакцию добывающего фонда по стабилизации или снижению обводненности продукции за счет воздействия, определили доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, включая типы и объемы закачанных в нагнетательные скважины потокоотклоняющих композиций. Кроме того, изучили динамику изменения пластового давления в пределах каждой из лито-фациальных зон в период выполнения единовременной массированной обработки (в 2016 г.) и характер изменения динамических уровней в зонах отборов. С учетом опыта массированного закачки в 2016 г. выполнили по каждой из лито-фациальных зон оптимизацию и поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для повторного проведения массированной закачки потокоотклоняющих составов.

По результатам корректировки подготовили программу, которая включала на первой стадии повторной массированной закачки выполнение работ по улучшению энергетического состояния по лито-фациальным зонам путем увеличения компенсации отбора закачкой и остановки добывающего фонда скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной. Выполнив первую стадию повторной массированной закачки и восстановив пластовое давление в пределах обеих лито-фациальных зон до значений, не ниже гидростатического давления, провели единовременную массированную обработку нагнетательных скважин в соответствии с программой работ. После обработки нагнетательного фонда скважин запустили в эксплуатацию добывающий фонд, ранее остановленный на первой стадии второго этапа реализации способа разработки.

На втором этапе реализации способа в пределах русловой лито-фациальной зоны А+Б потокоотклоняющие композиции закачали в 69 нагнетательные скважины. В результате выполнения повторной массированной закачки потокоотклоняющих составов за счет стабилизации и снижения обводненности добываемой продукции дополнительно добыли по русловой лито-фациальной зоне А+Б 39,633 тыс.тонн нефти (табл. 2).

На фиг. 1 видно с 2013 г. на объекте А+Б при проведении работ по ПНП по стандартной технологии с увеличением порядкового номера обработки удельная эффективность работ резко снижается с 870 (обработки 2013 года) до 576 (обработки 2015 года) т/скв. опер. В то же время массированные обработки пласта по заявляемому способу - 1 цикл 2016 год, второй цикл 2017 год, позволили переломить сложившуюся ситуацию и обеспечить удельную эффективность работ на уровне 558 (2016 год) и 574 (2017 год) т/скв. опер.

По результатам динамики выработки запасов нефти на одном из участков скважин массированного воздействия (29 нагнетательных скважин) отмечено, что в период проведения ПНП по стандартной технологии (2015 г.) кривая характеризуется высоким темпом роста обводненности, (на 0,33% в месяц). После реализации заявленного способа на лито-фациальную зону А+Б наблюдается изменение характера выработки, в частности наблюдается стабилизация темпов роста обводненности при сохранении темпа отборов от НИЗ. Также в рассматриваемые периоды учтена дополнительная добыча нефти, полученная от ГТМ проводимых на добывающих скважинах (ОПЗ, ГРП, оптимизация режима эксплуатации, реперфорация и т.п.). Следует отметить, что их эффективность в 2016-2017 гг.(10814,3 т и 10038,2 т соответственно) ниже относительно 2015 г. (21996 т.), данный факт исключает влияние стороннего фактора воздействия. Стоит отметить что, массированная закачка потокоотклоняющих составов в 2017 г. проводилась в 2 этапа: первый - февраль 2017 г., второй сентябрь 2017 г. В 2016 г. подобный объем работ был выполнен в течении одного месяца 2016 г. В результате на фиг. 2 можно наблюдать заметно лучший характер выработки при применении заявленного способа.

В дальнейшем предполагается по результатам выполнения массированных обработок 2017 г. в соответствии с вышеописанной схемой оптимизировать типы и объемы потокоотклоняющих композиций для повторной реализации предлагаемого способа разработки.

Таким образом, приведенный пример раскрывает сущность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи и показывает эффективность единовременных массированных закачек

потокоотклоняющих составов на неоднородных залежах с учетом лито-фациальных особенностей зон пласта.

Использованные источники.

1. Патент на изобретение №2138629 RU. Опубликован 27.09.1999 г.

2. Патент на изобретение №2143548 RU. Опубликован 27.12.1999 г.

3. Патент на изобретение №2291958 RU. Опубликован 20.01.2007 г.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий регулирование - снижение проницаемости водопроводящих каналов пласта через нагнетательные скважины путем закачки оторочки реагентов, обеспечивающих внутрипластовое потокоотклонение, отличающийся тем, что на залежи в результате геолого-промыслового анализа и анализа ее разработки выделяют лито-фациальные зоны, степень охвата лито-фациальных зон системой техногенных трещин, для нагнетательных скважин каждой лито-фациальной зоны по ее геолого-геофизическим характеристикам и степени охвата техногенными трещинами выбирают тип и объем потокоотклоняющей композиции, а закачку потокоотклоняющих композиций ведут массировано, единовременно во все нагнетательные скважины, участвующие в вытеснении нефти в пределах каждой из выделенных лито-фациальных зон, причем по результатам массированной обработки лито-фациальных участков оценивают реакцию добывающего фонда снижением обводненности продукции за счет воздействия, определяют доминирующие геологические и технологические факторы, влияющие на реакцию добывающего фонда скважин, проводят по лито-фациальным зонам поскважинную корректировку типов потокоотклоняющих композиций, их объемов и режимов нагнетания для каждой лито-фациальной зоны и повторно выполняют массированную закачку потокоотклоняющих составов, причем корректировку режимов последующего единовременного массированного воздействия по результатам предыдущего воздействия выполняют с применением геолого-гидродинамического моделирования, а процесс повторяют циклически с периодом, равным периоду действия эффекта от каждой массированной обработки.