способ разработки многопластового нефтяного месторождения с коллекторами различного типа строения

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с коллекторами различного типа строения, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого в отдельности пласта с последующей их интерпретацией путем определения зависимости от забойного и пластового давлений интенсивности перетока жидкости из матрицы в трещины, относительной емкостной характеристики трещинной системы, пористости и проницаемости матрицы и трещин, раскрытости трещин и радиуса раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин и выделения затем интервалов оптимальных значений давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов, при этом раздельную закачку вытесняющего агента и совместный отбор продукции производят на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к области нефтедобывающей промышленности, а конкретнее, к разработке нефтяных месторождений, содержащих горизонты и пласты различного типа коллекторов (поровые, порово-трещинные, трещинно-поровые, трещинные и т.д.).

Известен способ разработки нефтяного месторождения, состоящего из горизонтов, отличающихся по строению коллекторов, согласно которому каждый из них разбуривают своей самостоятельной сеткой нагнетательных и добывающих скважин и эксплуатируют раздельно, независимо друг от друга [1]

Добыча нефти по данному способу требует больших капитальных вложений и эксплуатационных затрат. По мере эксплуатации месторождения возникает необходимость уплотнения сетки скважин, т.е. бурение дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, строительства трубопроводов, сооружений, что значительно повышает себестоимость добычи нефти.

Известен также способ совместной эксплуатации горизонтов различного типа, например, верейских и башкирских отложений, исключающий вышеуказанный недостаток.

Способ предусматривает раздельную закачку вытесняющей жидкости в каждый горизонт через самостоятельные нагнетательные скважины и совместный отбор пластовой продукции из этих же горизонтов через добывающие скважины (см. тот же источник, стр.62). Данный способ может быть принят за прототип.

Недостатком данного способа является то, что он не учитывает фильтрационно-емкостные свойства колллекторов, их зависимость от давления и, как следствие этого, имеет низкие текущие и конечные технологические показатели разработки.

Сказанное выше подтверждает эксперимент, проведенный на опытных участках верейских и башкирских отложений Архангельского месторождения Татарии с целью изучения возможности совместной эксплуатации этих объектов. В шести скважинах, расположенных на одном из опытных участков, ведется совместная эксплуатация этих отложений. В таблице 1 приводится сопоставление технологических показателей в условиях совместной и раздельной эксплуатации скважин верей-башкирских отложений.

Результаты, приведенные в таблице, показывают, что в случае совместной эксплуатации этих отложений дебит скважин несколько возрастает. Но рост дебита не равен суммарному дебиту при разработке этих горизонтов раздельно. Если при раздельной эксплуатации дебит верейского горизонта составляет 2,7 т/сутки, башкирского 3,3 т/сутки, то при их совместной эксплуатации всего 3,6 т/сутки или 60% от суммарного дебита, т. е. при совместной эксплуатации происходит снижение нефтедобычи. Раздельная эксплуатация верейского горизонта и башкирского яруса обеспечивает получение коэффициента нефтедобычи соответственно 16,7% и 9,7% При совместной разработке ожидаемый коэффициент нефтедобычи составит лишь 8,4% По предварительным оценкам около 30% запасов нефти остаются не вовлеченными в разработке при совместной эксплуатации [2]

Целью предлагаемого способа является снижение эксплуатационных затрат, увеличение текущих отборов и повышение коэффициента нефтеизвлечения.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим раздельную закачку вытесняющего агента в продуктивные пласты и совместный отбор продукции из этих пластов через добывающие скважины.

Новым является то, что предварительно определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого в отдельности пласта с последующей их интерпретацией путем определения зависимости от забойного и пластового давлений интенсивности перетока жидкости из матрицы в трещины, относительной емкостной характеристики трещинной системы, пористости и проницаемости матрицы и трещин, раскрытости трещин и радиуса раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин и выделения затем интервалов оптимальных значений давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов, при этом раздельную закачку вытесняющего агента и совместный отбор продукции производят на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора.

На фиг. 1 изображены принципиальные схемы осуществления предлагаемого способа:

1) закачка вытесняющего агента в разные горизонты через многозабойную нагнетательную скважину, а отбор продукции из этих горизонтов совместный через добывающую скважину;

б) раздельная закачка через самостоятельные нагнетательные скважины и совместный отбор через добывающую скважину.

На фиг. 2 показана индикаторная диаграмма нагнетательной скважины, построенная по результатам исследований на пяти установившихся режимах.

На фиг. 3 приведены графики по нагнетательной скважине:

а) зависимость емкостной (F) характеристики от относительного забойного давления Р_заб/P_г;

б) зависимость фильтрационной (Е) характеристики от относительного забойного давления Р_заб/P_г;

в) зависимость трещинной проницаемости Р_заб/P_г;

г) индикаторная диаграмма;

д) радиус зоны раскрытия трещин от относительного забойного давления.

На фиг. 4 приведены следующие графики по добывающей скважине:

а) график зависимости фильтрационной характеристики Е от изменения пластового давления Р_пл/P_г;

б) график зависимости относительной емкостной характеристики трещинной системы F от динамики пластового давления Р_пл/P_г;

а) и г) соответственно графики изменения радиуса раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин R_тр от изменения пластового давления Р_пл/P_г.

На фиг. 5 графики изменения дебита жидкости по горизонтам (пластам) (1 и 2) и суммарного (3) по ним в зависимости от величины депрессии на пласт Р.

Способ применяют как на ранее эксплуатируемых, так и на вновь вводимых участках месторождения и осуществляют в следующей последовательности.

На участках, находящихся в разработке и эксплуатирующих отдельно самостоятельной сеткой нагнетательных и добывающих скважин каждый горизонт, систему нагнетания оставляют без изменения, а в добывающих скважинах для дальнейшей совместной эксплуатации дополнительно вскрывают ранее не эксплуатируемый горизонт. Благодаря этому происходит уплотнение сетки скважин на каждый горизонт, что приводит также к увеличению нефтеизвлечения.

Во вновь вводимой в разработку нефтяной залежи согласно предлагаемому способу бурят многозабойные нагнетательные скважины, вскрывшие самостоятельно каждый горизонт (фиг. 1, а) или самостоятельную систему нагнетательных скважин на указанные горизонты (фиг. 1, б), а для добычи пластовой жидкости бурят единую сетку добывающих скважин для совместной эксплуатации этих горизонтов.

После подготовки участков проводят комплекс гидродинамических исследований нагнетательных и добывающих скважин, вскрывших отдельно каждый горизонт (пласт).

Исследование нагнетательных скважин проводят на 4 5 установившихся режимах работы, отличающихся друг от друга объемами и давлением закачки. На каждом режиме:

замерят расход и забойное давление для построения индикаторной диаграммы;

снимают профиль приемистости (для оценки охвата пласта заводнением и его поинтервальной приемистости);

снимают кривые восстановления (падения) давления и кривые установления режима закачки для определения коллекторских свойств пласта;

интерпретируют полученные результаты по известным методикам, затем строят соответствующие индикаторные диаграммы и графики (фиг. 2 и 2а).

Очевидно, что режимы работы нагнетательных скважин должны обеспечивать максимальный охват пласта заводнением при соблюдении условия предотвращения опережающих прорывов закачиваемой воды в добывающие скважины. Эти условия выполняются при закачке вытесняющего агента при оптимальных значениях давления нагнетания, которые определяют по индикаторной диаграмме и графикам, приведенным на фиг. 2а. По индикаторной диаграмме определяют область оптимальных забойных давлений (давлений нагнетания), которая заключается между двумя прямолинейными участками графика, т. е. соответствует криволинейному переходному участку (фиг. 2, т. Р₁ и P₂). Начальный участок графика до точки Р₁ характеризуется резким ростом давления закачки, но слабым увеличением приемистости. Характер второго прямолинейного участка (после т. Р₂) показывает, что при весьма незначительном повышении давления происходит резкое увеличение расхода закачиваемой жидкости. Это объясняется тем, что в этом случае происходит значительное увеличение просвета существующих трещин и образование новых, что сопровождается снижением охвата пласта заводнением по толщине и прорывом закачиваемой воды к забою добывающих скважин, т. е. возникает непроизводительная, неэффективная закачка, резкий рост обводненности нефти.

Анализ зависимостей емкостных (F) и фильтрационных (Е) характеристик, трещинной проницаемости (К_тр) и радиуса зоны раскрытия трещин (R_тр) (фиг. 2а) от относительного забойного давления (к вертикальному горному) показывает, что при повышении относительного давления нагнетания наблюдается небольшой рост исследуемых параметров до и значительный после достижения определенного критического значения. Среднее критическое давление соответствует значению точки пересечения прямолинейных участков на каждом графике. Из графиков видно, что величина критических давлений, определенная по зависимостям различных параметров от давления нагнетания, примерно одинакова.

Однако при эксплуатации нагнетательных скважин необходимо придерживаться области оптимальных давлений закачки, которая соответствует криволинейному переходному участку графика, построенного для каждого пласта в отдельности.

Таким образом, для каждого пласта существуют свои значения оптимальных забойных давлений, которые определяют по криволинейному участку индикаторной диаграммы и приведенных графиков.

Для определения оптимальных значений пластового давления для каждого эксплуатируемого пласта (горизонта) проводят комплекс гидродинамических исследований добывающих скважин на 4 5 установившихся режимах отбора. На каждом режиме работы:

замеряют дебит жидкости;

отбирают пробы продукции для определения ее обводненности, свойств пластовой нефти и воды;

замеряют затрубное давление и динамический уровень жидкости для определения забойного давления;

прекращают отбор и останавливают скважину для снятия кривой восстановления уровня (КВУ), по результатам обработки которой определяют коллекторские характеристики пласта;

замеряют статический уровень (пластовое давление).

Так как пласты имеют различные коллекторские свойства, различный тип строения, то для интерпретации их результатов исследований необходимо использовать соответствующие методики. Например, для обработки результатов исследований пластов с коллекторами преимущественно трещинного типа применяют методики Уоррена-Рута, Полларда, Грингартена, Котяхова, Минеева, УкрНИГРИ, а для пластов с коллекторами порового типа методики Щелкачева, Чарного-Умрихина, Борисова, УкрНИГРИ и т. д.

Анализируя полученные результаты гидродинамических исследований, определяют зависимости от забойного и пластового давлений для каждого пласта следующих фильтрационно-емкостных характеристик:

интенсивность перетока жидкости из матрицы в трещины Е;

относительная емкостная характеристика трещинной системы F;

пористость матрицы и трещин m;

проницаемость матрицы и трещин k;

раскрытость трещин;

радиус раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин R.

По полученным в результате интерпретации данным строят графики зависимостей указанных параметров от величины пластового давления, по которым и определяют область оптимальных пластовых давлений для каждого из пластов (горизонтов) (фиг. 3).

Пластовое давление для добывающих скважин и забойное для нагнетательных приводят в безразмерной форме в долях от вертикального горного. Для получения обобщенных зависимостей параметров F и E принимают не абсолютные их значения, а их отношения F/m и E/k.

Графики, приведенные на фиг. 3, состоят из трех характерных участков; 1

начальный прямолинейный; 2 переходный криволинейный и 3 конечный прямолинейный.

Эксплуатация пласта при значениях пластового давления, соответствующего первому участку графика, только частично использует потенциальные возможности пласта. Третьему участку соответствует режим форсированного отбора: при высоком пластовом давлении происходит увеличение раскрытости трещин и радиуса их раскрытия, в результате чего повышается обводненность продукции, уменьшается охват пласта воздействием по толщине, возникает непроизводительная закачка из-за прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин. Второму участку графиков соответствует наиболее эффективный режим эксплуатации пластов, где проявляются оптимальные свойства и возникают благоприятные условия для их разработки. При значениях пластовых давлений, соответствующих этому участку графиков, происходит максимальный охват пластов по толщине, высокие дебиты по нефти, оптимальные условия фильтрации пластовой жидкости и т. д.

Из вышеизложенного следует, что наиболее оптимальной областью значений пластового давления для эффективной эксплуатации пластов являются те ее значения, которые соответствуют криволинейному переходному участку графиков.

Поддержание текущего пластового давления на необходимом оптимальном уровне осуществляют различными методами, например, путем изменения объемов и давления закачки, изменением плотности сетки нагнетательных скважин (увеличение ее в менее проницаемых пластах), применением химических композиций для регулирования проницаемостей пластов, динамикой отбора жидкости и т. д.

Для определения значений оптимальных пластовых давлений между зонами отбора и нагнетания при совместной эксплуатации двух пластов различного строения одновременно, было проведено теоретическое исследование на математической модели.

Она проводилась на основе учета взаимодействия каждого из пластов отдельно с окружающими его горными породами, пренебрегая взаимодействием пластов между собой. Рассматривались модельные осесимметричные задачи фильтрации к скважине с учетом деформации пласта.

По результатам, полученным при решении поставленной задачи, построены графики зависимостей дебита отдельно по пластам (фиг. 4, кривые 1 и 2) и общего суммарного дебита в целом по скважине (фиг. 4, кривая 3) от перепада давлений в пласте.

Анализируя приведенные графики (фиг. 4) можно сделать вывод, что с ростом перепада давления в пласте между зонами нагнетания и отбора, дебит эксплуатационной скважины сначала растет линейно, затем его рост замедляется и при некотором характерном значении перепада давления и в зависимости от свойств пласта достигает максимума и далее идет на снижение. Максимальным дебитам как отдельно по пластам, так и суммарному соответствуют определенные значения перепадов давления (Р₁, P₂ и P₃).

Таким образом, появляется возможность выбора оптимальной величины депрессии как на каждый пласт в отдельности, так и при их совместной разработке.

Разработка многопластовых неоднородных нефтяных месторождений по предлагаемому способу позволяет:

снизить эксплуатационные затраты за счет значительного снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин; снижения обводненности продукции;

увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин;

повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения.

Для испытания предлагаемого способа был выбран опытный участок на Архангельском месторождении республики Татарстан. Участок разбурен нагнетательными и добывающими скважинами, эксплуатирующими как раздельно, так и совместно верейский и башкирский горизонты.

Ниже в таблице 2 приведены геологические и технологические данные по скважинам, эксплуатирующим указанные горизонты.

С целью определения значений оптимального забойного давления в нагнетательных скважинах, вскрывших верейский и башкирский горизонты, проведен комплекс гидродинамических исследований на 4-х установившихся режимах закачки. Полученные результаты приведены в табл. 3.

Сравнение результатов, приведенных в табл. 3, с данными, полученными на прежнем рабочем режиме закачки (табл. 2), показывает, что приемистость по верейскому горизонту увеличивалась в 1,9 раза (28,0 и 14,5 м³/сутки), а по башкирскому горизонту в 1,75 раза (42,0 и 24,0 м³/сутки).

Затем по результатам исследований добывающих скважин, эксплуатирующих как каждый горизонт отдельно, так и совместно и интерпретировав их, определяли значения оптимальных текущих пластовых давлений, которые приведены в таблице 4.

Из анализа данных в таблице следует, что дебит скважин в результате оптимизации пластовых давлений повысился: по верейскому горизонту в 1,5 раза; по башкирскому горизонту 1,12 раза; суммарный по обоим горизонтам - 1,56 раза.

Технологические показатели по скважинам до и после внедрения предлагаемого способа приведены в табл. 5.

Сравнение технологических показателей способа по прототипу и предлагаемого показывает, что дебит скважины при совместной эксплуатации двух горизонтов составляет по прототипу лишь 60% от суммарного дебита при их раздельной эксплуатации (3,6 м³/сутки против 6,0), а по предлагаемому способу 100% (равен суммарному дебиту обоих горизонтов), т. е. увеличиваются на 40% текущие отборы нефти.

По прототипу при совместной разработке двух горизонтов ожидаемый коэффициент нефтеизвлеченияя составит всего 8,4% а по предлагаемому способу 24,4%

Кроме того, значительно сокращаются объемы непроизводительной закачки вытесняющей жидкости из-за предотвращения прорывов ее к забою добывающих скважин. Например, при увеличении забойного давления нагнетания в одной из нагнетательных скважин с 0,52 до 0,53 относительно вертикального горного объем закачки вырос с 42 до 80 м³/сутки, т. е. на 90% При этом дебит одной из добывающих скважин по жидкости увеличился на 20% при стабильном дебите по нефти.