способ разработки неоднородной нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий выделение на залежи высокопродуктивных и низкопродуктивных зон с последующим размещением нагнетательных скважин в низкопродуктивной зоне, а добывающих скважин - в высокопродуктивной зоне, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с регулированием закачки и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что осуществляют учет распределения подвижности пластового флюида на поздней стадии разработки залежи и в высокопродуктивной зоне выделяют участки с монотонным изменением подвижности, разработку которых ведут последовательным нагнетанием рабочего агента в направлении возрастания подвижности пластового флюида, контролируя при этом пластовое давление и обводненность добывающих скважин, прилегающих к нагнетальной скважине и входящих в зону ее воздействия, регулирование закачки рабочего агента осуществляют путем снижения темпа закачки при увеличении пластового давления и обводненности скважин, при этом размещение нагнетательных скважин в низкопродуктивных зонах производят между рядами добывающих скважин попарно с разных сторон от высокопродуктивной зоны на расстоянии от ее края, определяемом согласно выраженияю





где L - расстояние от нагнетательной скважины до границы высокопродуктивной зоны, м;

Q₁ - приемистость нагнетательной скважины, м³/сут;

Q_э - дебит контрольной добывающей скважины, м³/сут;

R_н - расстояние от нагнетательной скважины до контрольной добывающей скважины, м;

X - пьезопроводность высокопродуктивной зоны, непосредственно прилегающей к нагнетательной скважине, м²/с;

r_с - приведенный радиус добывающей скважины, м;

i - превышение времени работы добывающей скважины над временем нагнетания.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке неоднородной нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин в высокопродуктивных зонах, закачки воды через нагнетательные скважины и отбора нефти через добывающие скважины [1]

Недостатком способа является преждевременное обводнение добывающих скважин, особенно в высокопродуктивных зонах.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающий размещение нагнетательных скважин в низкопpодуктивной зоне (НПЗ) на границе с высокопродуктивной зоной (ВПЗ), размещение добывающих скважин в высокопродуктивной и низкопродуктивной зонах, нагнетание воды через нагнетательные скважины поэтапным включением и отклонением скважин одновременно с двух сторон от высокопродуктивной зоны и отбор нефти через добывающие скважины [2]

В известном способе медленнее нарастает обводненность нефти в добывающих скважинах, однако текущая нефтеотдача остается невысокой.

Цель изобретения увеличение нефтеотдачи залежи и снижение темпа обводненности продукции.

Цель достигается тем, что в способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем выделение на залежи высокопродуктивных и низкопродуктивных зон, с последующим размещением нагнетательных скважин в низкопродуктивной зоне, а добывающих скважин в высокопродуктивной зоне, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины с регулированием закачки и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению осуществляют учет распределения подвижности пластового флюида на поздней стадии разработки залежи, и в высокопродуктивной зоне выделяют участок с монотонным изменением подвижности, разработку которых ведут последовательным нагнетанием рабочего агента в направлении возрастания подвижности пластового флюида, контролируя при этом пластовое давление и обводненность добывающих скважин, прилегающих к нагнетательной скважине и входящих в зону ее воздействия, регулирования закачки рабочего агента осуществляют а путем снижения темпа закачки при увеличении пластового давления и обводненности скважин, при этом размещение нагнетательных скважин в низкопродуктивных зонах производят между рядами добывающих скважин попарно с разных сторон от высокопродуктивной зоны на расстоянии от ее края, определяемом согласно выражению

L 0,22710^-2 где L расстояние от нагнетательной скважины до границы высокопродуктивной зоны, м;

Q₁ приемистость нагнетательной скважины, м³/сут;

Q_э дебит контрольной добывающей скважины, м³/сут;

R_н расстояние от нагнетательной скважины до контрольной добывающей скважины, м;

х пьезопроводность высокопродуктивной зоны, непосредственно прилегающей к нагнетательной скважине, м²/с;

r_с приведенный радиус добывающей скважины, м;

i превышение времени работы добывающей скважины над временем нагнетания.

Условием реализации способа разработки является обеспечение такого режима работы нагнетательной скважины и ее расположения вне высокопродуктивной зоны (ВПЗ), при котором закачиваемая вода не достигает границы раздела зон, а остается только в низкопродуктивной зоне (НПЗ).

Для обеспечения этого условия используют результаты определения времени, требуемого для перемещения фронта воды от нагнетательной скважины до границы с областью ВПЗ.

Это время определяют из формулы для давления в нагнетательной скважине

P ln (1) где Р приращение давления в низкопродуктивной зоне, МПа, обусловленное работой нагнетательной скважины с приемистостью Q₁ м³/сут, гидропроводностью пласта Е_нп, мкм² м/мПа с и пьезопроводностью х_нп м²/с в НПЗ, в момент t, с, на расстоянии r, м. Из этой формулы определяют скорость продвижения закачиваемой воды в пласте на удалении от скважины r

(2) где h толщина пласта, м;

k коэффициент проницаемости, мкм²;

m вязкость, мПас.

Вода, закачиваемая в нагнетательную скважину, достигнет границы ВПЗ за время, которое определяют в результате интегрирования уравнения (2)

r²= L (3)

Откуда

T (4) где L растояние от нагнетательной скважины, расположенной в низкопродуктивной зоне до границы ВПЗ, м;

Т продолжительность закачки вытесняющего агента до достижения им границы участка ВПЗ, сут.

Дальнейшая закачка вытесняющего агента воды, после того как она достигнет границы, приведет к преимущественному поступлению воды в высокопродуктивную зону из-за ее высоких коллекторских свойств.

Согласно предлагаемому способу скважину останавливают для предотвращения обводнения ВПЗ. В это время в пласте происходит диффузионный процесс взаимного проникновения нефти в воду. Этот процесс идет симметрично относительно нагнетательной скважины как в сторону НПЗ, так и в сторону ВПЗ.

Изобретение поясняется фиг. 1-3.

На фиг. 1 приведено сопоставление результатов продолжения закачки и прерывания работы нагнетательной скважины, где 1 фронт проникновения воды в ВПЗ при непрерывной закачке, 2 граница диффузии.

Из фиг. 1 видно, что с момента достижения вытесняющим агентом границы ВПЗ (положение фронта обозначено штрихпунктиром) происходит при дальнейшей закачке прорыв воды к добывающим скважинам, приводящий к их преждевременному обводнению. Для предотвращения этого скважину отключают, после этого происходит обменно-диффузионный процесс воды с нефтью.

В результате диффузии образуется вокруг нагнетательной скважины водонефтяная зона со средней обводненностью, меньшей по сравнению с чистой водой.

Для аналитического решения задачи размещения нагнетательных скважин в НПЗ используют систему трех уравнений. Одно из них представляет собой формулу распространения заводнения вокруг нагнетательной скважины (4).

Другое соотношение определяется по истощению пластовой энергии из-за отбора нефти добывающей скважиной

P_э= 0,1 ln (5) где Р_э понижение давления в районе действия добывающей скважины, МПа;

Q_э дебит добывающей скважины м³/сут;

Е гидропроводность пласта ВПЗ, мкм² x м/мПас;

х пьезопроводность пласта, м²/с;

r_с приведенный радиус скважины, м;

t продолжительность совместной работы добывающей и нагнетательной скважин, с;

t_э продолжительность работы добывающей скважины без поддержания пластового давления, с.

Третье соотношение связано с восстановлением пластового давления в зоне отбора жидкости посредством закачки воды через нагнетательную скважину

P_нагн= 0,1 ln (6) где Р_нагн увеличение давления в зоне отбора нефти добывающей скважиной, МПа;

R_н расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м.

Поддержание пластового давления должно полностью компенсировать его истощение при извлечении нефти.

Вводят безразмерную величину i превышение времени отбора над временем нагнетания

i

(7)

Из формул (4), (5), (6) и (7) определяют расстояние L, м

L 0,22710^-2

(9) нагнетательной скважины от границы высокопродуктивной зоны.

Это расстояние зависит от фильтрационных свойств участка ВПЗ, попадающего в область воздействия нагнетательной скважины. Вследствие этого нагнетательные скважины должны располагаться в НПЗ на разном расстоянии от границы с ВПЗ.

Пьезопроводность пласта х непосредственно связана с подвижностью флюида k/m, что видно из формулы

x (10) где b_ск и b_ж упругосжимаемости скелета пласта и насыщающего флюида, 1/МПа; m₁* пористость.

Поскольку подвижность k/m меняется вдоль участка ВПЗ, то соответственно меняется по формуле (9) расположение нагнетательных скважин относительно границы ВПЗ. Пример такого расположения для рядов нагнетательных скважин приведен на фиг.3.

Соответственно изменению расстояния L меняется время Т непрерывной работы нагнетательной скважины, определяемое по формуле (4). Распределение относительного времени по нагнетательным скважинам, расположенным в разных рядах, определяют по формуле

(11) где n индекс ряда, в котором расположена нагнетательная скважина, причем индекс 1 относится к первому ряду, соответствующему краю ВПЗ с меньшею проводимостью флюида.

Результаты этих определений используют при осуществлении регулирования закачки воды в нагнетательные скважины следующим образом.

По каждому ряду нагнетательных скважин определяют время ожидания Тn из формулы

t_выд= T1 (12) в которой соотношение Т_n/T₁ берут из формулы (11). Оно представляет разницу во времени работы нагнетательных скважин, расположенных в разных рядах.

Приращению пластового давления под влиянием закачки воды через нагнетательную скважину в зоне отбора нефти также зависит от местоположения нагнетательной скважины. Его определяют по формуле (6), которую преобразуют к безразмерному виду

/ (13)

Из условия выбора участка разработки с монотонным возрастанием подвижности флюида, его подвижность в n-ом ряду выше, чем в первом ряду, откуда следует, что Р_n меньше, чем Р₁. Благодаря этому создают перепад давления вдоль разрабатываемого участка ПВЗ, что вызывает движение жидкости в направлении возрастания ее подвижности.

Эти результаты используют для определения градиента пластового давления вдоль участка ПВЗ и потока жидкости в направлении увеличения ее подвижности, где протекшая нефть легко извлекается высокопродуктивными добывающими скважинами. Интенсивность потока, обусловленного градиентом давления вблизи n-го ряда, определяют по скорости фильтрации из закона Дарси

V_n= 11,57 (14) где х расстояние вдоль ВПЗ, отсчитываемое от первого ряда;

Y_n скорость фильтрации, м/сут.

Отсюда общий поток вдоль участка ВПЗ Q_w, м³/сут, равен

Q_w V_nSh (15) где S ширина участка ВПЗ, м.

Реализуемое техническое мероприятие обеспечивает массовый поток флюида по всему поперечному сечению залежи. При этом в разработку вовлекаются участки пласта на краях воронки депрессии добывающих скважин с малой подвижностью, целики и тупиковые зоны, а также другие участки пласта с трудноизвлекаемой нефтью.

Для более эффективной реализации поля градиентов давлений по пласту время ожидания Т должно предшествовать работе нагнетательной скважины в n-ом ряду. При этом происходит накопление избыточного пластового давления вверх по потоку и исключается возможность возвратного движения флюида.

Таким образом, последовательное нагнетание рабочего агента в направлении возрастания подвижности флюида состоит в последовательном пуске скважин после выдержки времени ожидания их включения, определяемого по формуле (12), и разной продолжительности их работы по рядам, определяемой по формуле (11).

Третьим обязательным фактором осуществления предлагаемого способа является регулирование закачки по результатам контролирования режима работы добывающих скважин. В условиях разработки пласта при реализации способа расчетные режимы работы скважин должны контролироваться прямыми измерениями.

Контрольную скважину выбирают в ряду добывающих скважин, наиболее близко расположенном к нагнетательной скважине, на расстоянии 1/4 ширины поперечного сечения участка ВПЗ.

В процессе разработки наблюдают за изменением обводненности и пластового давления в контрольной добывающей скважине и сопоставляют их с расчетными режимами разработки. При превышении обводненности и пластового давления ограничивают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину.

Приемы разработки, предлагаемые в способе, соответствуют требованиям увеличения нефтеотдачи при снижении обводненности добывающих скважин, компенсации пластового давления в зоне отбора и ограничению поступления воды в высокопродуктивную зону.

П р и м е р. На залежи нефти выделяют высокопродуктивные и низкопродуктивные зоны. Размещают нагнетательные скважины в низкопродуктивной зоне и добывающие скважины в высокопродуктивной зоне.

При этом размещение нагнетательных скважин в низкопродуктивной зоне производят между продолжением рядов добывающих скважин, попарно с разных сторон от высокопродуктивной зоны.

Закачивают воду в качестве рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают нефть через добывающие скважины.

На стадии разработки залежи нефти при обводненности добываемой продукции 50% выделяют участки с монотонным изменением подвижности пластового флюида. С этой целью строят карту распределения подвижности пластового флюида k/m, используя для этого карту проницаемости k и данные по определению вязкости m.

На фиг. 2 показано выделение участка высокопродуктивной зоны с монотонным изменением подвижности флюида.

На карте высокопродуктивной зоны проведены изолинии с одинаковыми величинами подвижности флюида k/m с шагом 0,1.

Проводят изолинию, для которой подвижность флюида равна 0,13 мкм²/мПас, которую принимают за границу ВПЗ (фиг.2). Такое построение позволило разбить ВПЗ на 2 участка, на одном из которых подвижность монотонно возрастает с левого края до середины зоны (вертикальная штрих-пунктирная линия на фиг.2) и после середины монотонно падает. На фиг. 2 приведен только один участок ВПЗ с монотонно возрастающей подвижностью флюида, а другой участок справа от вертикальной линии не приведен.

На выделенном участке ВПЗ подвижность монотонно возрастает от 0,13 до 0,4 мкм²/мПас.

Вокруг выбранного участка разработки ВПЗ размещают 8 нагнетательных скважин симметрично с каждой стороны. Нагнетательные скважины размещают вне преде- лов ВПЗ, на расстоянии от ее границы, определяемом по формуле (9). Каждую пару симметрично расположенных нагнетательных скважин принимают за один ряд, в соответствии с чем всего получается 4 нагнетательных ряда. Отсчет рядов ведут со стороны меньшей проницаемости.

Расстояние между рядами нагнетательных скважин составляет 400 м.

Определяют расстояние нагнетательной скважины первого ряда L₁ от границы ВПЗ из формулы (9) по следующим исходным данным. Приемистость нагнетательной скважины Q₁ 200 м³/сут, дебит контрольной добывающей скважины, расположенной на расстоянии 400 м от нагнетательной скважины равен Q_э 30 м³/сут, приведенный радиус скважины r_с 0,1 м. Пьезопроводность пласта в районе действия первого нагнетательного ряда составляет х 0,5 м²/с. Величина i превышения времени работы добывающей скважины над временем нагнетания составляет i 1,2.

Подставляя эти данные в формулу (9), находят

L 0,22710^-2

0,22710^-2 = 78 м

Отсюда следует, что нагнетательную скважину 1-го ряда необходимо располагать в НПЗ на расстоянии 78 м от границы с ВПЗ. Аналогичным образом определяют расстояния от границы ВПЗ для других рядов нагнетательных скважин. Результаты этих определений приведены в таблице и на графике фиг.3.

По величинам k/m из формулы (13) определяют относительное увеличение пластовых давлений в зоне действия рядов нагнетательных скважин. По первому ряду оно составляет

0,61

Результаты расчета относительного увеличения пластовых давлений по всем рядам скважин приведены в таблице и на графике фиг.3. Там же приведено определяемое по формуле (11) распределение относительного времени закачки по рядам нагнетательных скважин. По второму ряду в сравнении с первым оно составляет

= = 0,61 по третьему 0,41 и по четвертому 0,32.

По зонам воздействия каждого нагнетательного ряда на участок ВПЗ выделяют контрольные скважины, отстоящие от границы ВПЗ на расстоянии, равном 1/4 поперечного сечения участка в ряду добывающих скважин, ближайшим к нагнетательному ряду. Число контрольных скважин по числу рядов нагнетания равно четырем.

Разработку участка ВПЗ ведут последовательным нагнетанием рабочего агента воды, начиная со стороны ряда 1 в направлении возрастания подвижности флюида к рядам 2, 3 и 4.

Время непрерывной работы нагнетательной скважины 1-го ряда, как и других рядов, определяют по формуле (4). Для исходных значений расстояния нагнетательной скважины от границы ВПЗ L₁ 78 м, ее приемистости Q₁ 200 м³/сут и толщины ласта h 3 м, оно получается равным

T₁= 95 сут

Поскольку приведенные в таблице относительные величины времени закачки и приращения пластового давления брались по отношению к их значениях в первом ряду, то при определении времени запаздывания включения второго ряда нагнетательных скважин по отношению к первому ряду используют формулу

t_выд2= T1- 95(1-0,61)= 40 сут где величина отношения Т₂/Т₁ 0,61 взята из таблицы.

Затем включают ряд нагнетательных скважин 3 после выдержки, определяемой по формуле

t_выд= T 95(0,61-0,41) 20 сут

Затем включают ряд нагнетания 4 после выдержки, определяемой аналогичным образом, равной 10 сут.

В процессе закачки рабочего агента в пласт контролируют работу добывающих скважин скважины 724, находящейся в зоне воздействия первого ряда нагнетания и скважин 387, 254 и 117, находящихся соответственно в зонах воздействия 2, 3 и 4 рядов нагнетания.

Контроль работы добывающих скважин производят периодическими определениями пластового давления и обводненности. Получены следующие результаты контроля скважины 724 при первом, втором и третьем определениях. Пластовое давление составило соответственно 11,8, 11,7 и 12,2 МПа, а обводненность нефти 53, 53 и 58% Первоначальное пластовое давление в районе действия добывающей скважины составляло 11,82 МПа, а обводненность 53%

Из результатов контроля получили возрастание пластового давления и обводненности в контролируемой добывающей скважине. Ввиду превышения первоначального давления и обводненности, снижают темп закачки с 200 м³/сут до 180 м³/сут, в результате чего пластовое давление приблизилось к первоначальному.

Таким же образом контролируют и регулируют работу нагнетательных скважин в других рядах.

Технико-экономическое обоснование предлагаемого способа разработки производят по сопоставлению его с прототипом. Он имеет следующие преимущества:

увеличение добычи нефти при уменьшении количества отбираемой жидкости;

уменьшение количества закачиваемой воды и экономия на закачке;

переток нефти из участка пласта с меньшей подвижностью в участок с большей подвижностью и отбор нефти более высокопродуктивными скважинами;

увеличение текущей нефтеотдачи.

Из-за регулирования разработки по предлагаемому способу и размещению нагнетательных скважин за пределами высокопродуктивной зоны пластовое давление в зоне отбора жидкости понизится на величину, составляющую около 3% К этому надо добавить потери пластового давления, связанные с организацией направленного потока вдоль разрабатываемого участка высокопродуктивной зоны в направлении возрастания подвижности, которое принимают равным 7% В целом депрессия на пласт снизится на 10% Из-за этого средний дебит по жидкости на разрабатываемом участке высокопродуктивной зоны будет составлять 90% от отбора жидкости по способу разработки, предлагаемому в прототипе.

Действительно, продуктивность скважины по прототипу составляет

Q_пр К_прР_пр, (16) где Q_пр дебит жидкости добывающей скважины ри разработке способом, предлагаемым в прототипе;

К_пр коэффициент продуктивности скважины;

Р_пр депрессия.

По предлагаемому способу продуктивность скважины составит

Q_пс К_прР_пс К_прP_пр (1-0,1), (17) где индекс (пс) относится к режиму работы скважины по предлагаемому способу, а коэффициенты продуктивности принимаются одинаковыми.

Отсюда получается Q_пс 0,9Q_пр.

В то же время предлагаемые мероприятия, направленные на снижение обводненности, состоящие в том, что нагнетательные скважины размещают за пределами зоны отбора жидкости и регулируют закачку вытесняющего агента, понизят текущую обводненность продукции. Так, если по прототипу обводненность составляет 93% то при реализации предлагаемого способа разработки в тот же период она будет меньше и равной 90%

При этом дебит нефти по предлагаемому способу составит в сравнении с прототипом

0,9 1,29

(18) что указывает на увеличение добычи нефти по предлагаемому способу на 29% Это увеличение происходит при одновременном снижении добычи жидкости на 10% что эквивалентно уменьшению отбора добывающими скважинами закачиваемой попутной воды в том же относительном количестве.

Создание градиента пластового давления, направленного в сторону уменьшения подвижности флюида, посредством регулирования закачки приводит к формированию равномерного потока нефти по всему разрабатываемому участку. При этом в разработку вовлекаются участки пласта с малоподвижной и трудноизвлекаемой нефтью, в том числе целики, тупиковые зоны и другие участки пласта, не попадающие в зону дренажа добывающих скважин. Нефть из этих участков попадает в зону отбора высокопродуктивными скважинами и легко извлекается на поверхность, что способствует увеличению нефтеотдачи.

Таким образом, разработка по предлагаемому способу дает технико-экономическое преимущество по сравнению с прототипом в виде дополнительной добычи нефти, составляющей около 30% от прежнего уровня и одновременно дает экономию на закачке воды, а также способствует охране недр посредством уменьшения степени их заводнения.