способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной

Формула изобретения

1. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной, включающий чередование закачки воды с гидроразрывом пористой среды и регулируемым сбросом давления и отбора пластовой жидкости, отличающийся тем, что закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточном для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин, прекращают закачку воды при восстановлении пластового давления до первоначального уровня, быстро сбрасывают давление на забое скважины, переоборудуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно рентабельного.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку воды с гидроразрывом пористой среды и отбор пластовой жидкости чередуют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, в границах которых встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. По данным работы /1/ только в пластах горизонтов Д₀ и Д₁ Ромашкинского месторождения в таких линзах содержится около 11,4% всех балансовых запасов нефти этих горизонтов.

В связи с тем, что бурение дополнительной скважины для создания системы заводнения на таких небольших по размерам и запасам нефти линзах является экономически нерентабельным, разработка их осуществляется одиночной скважиной при упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии, при котором, как правило, коэффициенты нефтеизвлечения значительно ниже, чем при заводнении.

Цель предлагаемого способа разработки - повышение коэффициентов нефтеизвлечения при разработке таких линз до уровня коэффициентов нефтеизвлечения, достигаемых при заводнении нефтяных коллекторов. Работая над проблемой повышения коэффициентов нефтеизвлечения, авторы опробовали в Татарии на Ромашкинском месторождении способ [аналог] поочередной закачки воды и отбора жидкости через одну и ту же скважину, находящуюся в литологически ограниченной линзе. Эксперимент был проведен на скважине N 9531 залежи N 5 в терригенной толще нижнего карбона Татарстана. Разработка песчаной линзы на режиме истощения привела к снижению пластового давления до давления насыщения нефти газом. При этом было отобрано 19,6% от начальных геологических запасов нефти. Затем скважина была переведена под закачку воды и в нее было закачано сточной воды в объеме 20% от начальных геологических запасов нефти в пластовых условиях. В последующем скважина была вновь введена в эксплуатацию на добычу нефти. В течение первых месяцев обводненность продукции составляла 99,0%, затем снизилась до 35,7%. Из скважины было отобрано нефти в объеме 1,5% от начальных геологических запасов. После этого скважина была снова переведена под закачку воды. В дальнейшем по техническим причинам не удалось вновь пустить скважину в эксплуатацию на добычу нефти.

Недостатком способа-аналога является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что поочередная закачка воды и отбор жидкости осуществляются в пределах одного и того же объема залежи, расположенного вокруг скважины. Поэтому в каждом последующем цикле закачки воды и отбора жидкости будет добываться все меньше и меньше нефти. При этом коэффициент нефтеизвлечения может достигнуть значений коэффициента нефтеизвлечения как при заводнении только в ограниченной части линзы вокруг скважины, т.е. только в той части пласта, куда попадает закачиваемая вода.

В остальной части залежи будут получены коэффициенты нефтеизвлечения, достигаемые при упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии.

При этом коэффициент нефтеизвлечения для всей залежи (линзы) определяется по формуле:



где K_но^упр, K_но^зав - коэффициент нефтеизвлечения, соответственно, для упругозамкнутого режима истощения пластовой энергии и при заводнении;

Q_Б - начальные геологические (балансовые) запасы нефти в пластовых условиях, м³;

Q_зав - объем балансовых запасов нефти в пластовых условиях, охваченный процессом вытеснения нефти закачиваемой водой, м³.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ чередования разрыва пласта с регулируемым сбросом давления для увеличения добычи нефти из слабопроницаемых пластов /2/. Этот способ-прототип применим только для пластов с низкой проницаемостью коллектора, когда закачка воды и отбор жидкости осуществляются при упругозамкнутом режиме в ограниченной по размерам области дренажа скважины.

Суть способа заключается в том, что для скважинной добычи углеводорода из слабопроницаемого пласта применяют гидроразрыв этого пласта, который происходит при давлении на забое скважины, равном так называемому давлению разрыва пористой среды /3/, после образования трещины в пласте производят закачку воды через эту трещину в пласт при давлениях на забое скважины, превышающих давление разрыва пористой среды, и создают тем самым вокруг трещины заводненный объем пласта, в котором пластовое давление превышает давление разрыва пористой среды, а затем осуществляют замедленный сброс давления на забое скважины, что увеличивает время, в течение которого пластовое давление в заводненном объеме пласта превышает давление разрыва пористой среды. В этот период времени производят откачку продуктивного флюида (углеводорода) по той же скважине, что и для нагнетания воды через трещину в пласт.

Недостатком прототипа являются низкие коэффициенты нефтеизвлечения. В процессе снижения пластового давления до давления разрыва пористой среды нефть поступает в скважину из созданной гидроразрывом пласта трещины совместно с ранее закачанной водой. Проведение повторных циклов создания трещины и закачки воды в пласт приводит к тому, что закачиваемая вода будет поступать в один и тот же объем пласта вокруг трещины, т.е. здесь, как и в случае способа-аналога, коэффициенты нефтеизвлечения будут достигать значений, получаемых при заводнении коллекторов, только в ограниченной области пласта вокруг созданной трещины, а в остальной части пласта коэффициенты нефтеотдачи будут равны нулю, поскольку давление в пласте за пределами области дренажа скважины-трещины как при закачке воды, так и при отборе жидкости обратно через трещину из пласта, остается неизменным и равным начальному пластовому, т. е. фильтрация нефти при упругозамкнутом режиме в этой зоне пласта отсутствует.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной за счет повышения коэффициентов нефтеизвлечения до уровня достигаемых при заводнении нефтяных коллекторов путем специальной организации поочередного отбора пластовых флюидов и закачки воды в пласт через одну и ту же скважину.

Поставленная задача решается тем, что закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточном для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин, прекращают закачку воды при восстановлении пластового давления до первоначального уровня, быстро сбрасывают давление на забое скважины, переоборудуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно рентабельного. Закачку воды с гидроразрывом пористой среды и отбор пластовой жидкости чередуют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки.

В период закачки воды через систему вертикальных трещин закачиваемая вода по трещинам проникает далеко вглубь пласта к границам линзы и заводняет объем пласта вокруг вертикальных трещин и вдоль границ линзы.

В период отбора пластовых флюидов закачанная в пласт вода не возвращается в скважину по трещинам, так как забойное давление в скважине ниже давления разрыва пористой среды и трещины находятся в закрытом состоянии, а совершает полезную работу по вытеснению нефти из пористой среды к забою скважины. Часть закачанной в пласт воды добывается вместе с нефтью, другая часть - остается в пласте. В следующем цикле закачки воды через систему вертикальных трещин оставшаяся в пласте часть ранее закачанной воды проталкивается дальше в пласт новыми порциями воды. При этом суммарный объем закачанной в пласт, но не отобранной в период эксплуатации воды от цикла к циклу будет возрастать, соответственно, будет увеличиваться и заводненный объем линзы.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Сначала выработку запасов нефти линзы осуществляют на естественном режиме истощения пластовой энергии, т.е. скважину оборудуют под добычу нефти и эксплуатируют до тех пор, пока текущее пластовое давление не снизится до уровня давления насыщения нефти газом или пока дебит скважины по нефти не упадет до предела экономически-рентабельного.

2. Затем скважину переоборудуют под закачку воды. Закачку воды осуществляют при высоких давлениях нагнетания, превышающих давление разрыва пористой среды и достаточных для создания в пласте глубокопроникающих к границам линзы вертикальных трещин и поддержания их в раскрытом состоянии в течение всего периода закачки воды. В этот период закачиваемая вода по трещинам проникает далеко в пласт к границам линзы, где и создается оторочка закачанной воды.

Величина давления разрыва пористой среды в конкретной скважине устанавливается по резкому искривлению индикаторной диаграммы при закачке воды /1, 3/.

3. Закачку воды прекращают, когда пластовое давление возрастает до уровня начального давления в линзе.

В условиях полностью литологически экранированных линз пластовое давление восстанавливается до уровня начального при 100% компенсации отбора закачкой в пластовых условиях.

4. После прекращения закачки воды давление на забое скважины быстро сбрасывают с целью надежного закрытия трещин и исключения процесса возврата закачанной воды по трещинам обратно в ствол скважины.

5. Скважину вновь переоборудуют под эксплуатацию и начинают отбор жидкости из пласта, продолжающийся до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита скважины по нефти до предельно-рентабельного.

6. Закачку воды и отбор жидкости повторяют до полного заводнения линзы или до достижения экономических критериев прекращения ее разработки.

Пример конкретного осуществления способа с расчетом технологической эффективности.

Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа разработки рассмотрим варианты выработки запасов нефти в литологически ограниченной линзе вскрытой скважиной N 9531, т.е. для конкретных условий, в которых был применен способ-аналог с поочередной закачкой воды и отбором жидкости через одну и ту же скважину.

Литологически экранированная линза площадью S = 316000 м² вскрыта одиночной скважиной эксплуатационного фонда N 9531. Пласт имеет пористость m = 17,4%, проницаемость K_пр = 0,349 мкм², начальную нефтенасыщенность K_н = 0,691 д. ед. , среднюю толщину h_ср = 1,8 м. Начальные геологические запасы нефти составляют в пластовых условиях Q_Б = 68400 м³. Начальное пластовое давление P_пл = 10,5 МПа, давление насыщения нефти газом P_нас = 5,2 МПа. Давление разрыва пористой среды P_разр = 16,0 МПа. Горное давление P_горн = 25,0 МПа. Давление на забое скважины при закачке воды P_н = 21,3 МПа.

1. Способ-аналог

Сначала выработка линзы осуществлялась на естественном режиме истощения пластовой энергии. Начальный дебит скважины с 12 т/сут за 5 лет эксплуатации упал до 0,3 т/сут, а текущее пластовое давление снизилось до давления насыщения нефти газом. При этом из линзы было отобрано Q_д^упр = 13400 м³ безводной нефти (в пластовых условиях), что составило 19,6% от начальных геологических запасов нефти. Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения упругозамкнутого режима фильтрации при снижении пластового давления от первоначального до давления насыщения нефти газом для данной линзы составил:



В дальнейшем, через несколько лет после консервации скважины началась реализация способа-аналога с поочередной закачкой воды и отбора жидкости. Скважина была переоборудована под нагнетание воды и в нее было закачано 14216 м³ сточной воды с удельным весом 1,05 т/м³. Приемистость в начале закачки достигала 220 м³/сут, затем постепенно снизилась до 10 м³/сут при давлении на устье 11,3 МПа. Затем скважина вновь была введена в эксплуатацию на добычу нефти. В течение первых месяцев обводненность добываемой жидкости составляла 99%, потом постепенно снизилась до 35,7%. За этот период было отобрано нефти в объеме 1,5% от начальных геологических запасов нефти. После этого скважина вновь переведена под закачку воды. В дальнейшем по техническим причинам не удалось пустить скважину в эксплуатацию.

Коэффициент упругоемкости пласта (^*) в данном случае определяется по фактическим показателям эксплуатации линзы на упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом по формуле /4/:



где V_п - объем породы линзы, равный произведению площади линзы на ее среднюю толщину:

V_п = S h_ср, (4)

При подстановке конкретных данных получим:



Объем воды, который возможно закачать в линзу в каждом цикле закачки с повышением пластового давления до первоначального, равен объему отобранной нефти в пластовых условиях в первом цикле при работе залежи на упругозамкнутом режиме и снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом, то есть

Q_в = Q_д^упр = 13400 м³.

При этом, объем балансовых запасов нефти, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в условиях повышения пластового давления от давления насыщения нефти газом до уровня P_пл, будет равен:



Для условий примера по способу-аналогу, когда Q_в = Q_Д^упр и P_пл = P_нач, выражение (5) преобразуется к виду:



Не останавливаясь подробно на процессах вытеснения нефти закачиваемой водой в условиях изменения пластового давления и смены направления фильтрационных потоков на обратные, примем, что при проведении многочисленных циклов с поочередной закачкой воды и отбором жидкости через одну и ту же скважину коэффициент нефтеотдачи в заводняемом объеме пласта вокруг скважины может достигнуть значений коэффициента нефтеизвлечения при заводнении (K_но^зав = 0,400). Тогда общий коэффициент нефтеизвлечения для способа-аналога при расчете по формуле (1) будет иметь значение:



2. Способ-прототип

Отметим еще раз, что способ-прототип применим только для слабопроницаемых коллекторов с ограниченной областью дренажа скважин. В скважине проводят гидроразрыв пласта при давлении разрыва пористой среды, а закачку воды в образовавшуюся трещину осуществляют при давлениях на забое скважины, превышающих давление разрыва пористой среды. При этом вокруг трещины создается так называемая "область дренажа скважины-трещины", границы которой из-за низкой проницаемости коллектора практически не расширяются, что позволяет в этой области повысить пластовое давление закачиваемой водой выше давления разрыва пористой среды, а затем осуществить замедленный сброс давления на забое скважины от давления закачки воды до давления разрыва пористой среды, производя в этот период времени откачку пластовых флюидов, поступающих через трещину из пласта на забой скважины.

Расчет коэффициента нефтеизвлечения для способа прототипа, когда после создания в пласте трещины осуществляют замедленный сброс давления в скважине для увеличения периода, в течение которого пластовое давление превышает давление разрыва пористой среды, т.е. когда трещина находится в раскрытом состоянии и закачанная вода из пласта вместе с нефтью через трещину возвращается в ствол скважины, также проводится по формуле (1). Это возможно в связи с тем, что проведение повторных циклов создания трещины и закачки воды в пласт с последующим возвратом ее через трещину обратно в ствол скважины приводит к тому, что закачиваемая вода во всех циклах ее закачки в пласт будет поступать в один и тот же объем пласта вокруг созданной трещины (а в способе-аналоге - вокруг скважины). Поэтому максимально-возможный коэффициент нефтеизвлечения при использовании конкретных параметров нефтяной линзы, принятых для расчетов по способу-аналогу, будет определяться в зависимости от объема балансовых запасов нефти в пластовых условиях, находящихся в области дренажа скважины-трещины, созданной гидроразрывом пласта. Поскольку давление в пласте за пределами области дренажа скважины-трещины как при закачке воды, так и при отборе жидкости обратно через трещину из пласта, остается неизменным и равным начальному пластовому, т.е. фильтрация нефти при упругозамкнутом режиме в этой зоне пласта отсутствует (K_но^упр = 0), то для оценки коэффициента нефтеизвлечения в этом случае формула (1) принимает вид:



При этом, объем балансовых запасов нефти в пластовых условиях, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в области дренажа скважины-трещины, будет также определяться по формуле (5), в которой вместо значения пластового давления (P_пл) следует подставить значение давления на забое скважины при закачке воды (P_н), а вместо давления насыщения нефти газом (P_нас) - давление разрыва пористой среды (P_разр). Далее, с учетом равенства объемов закачиваемой воды за один цикл ее нагнетания в пласт по способу-аналогу и способу-прототипу (т.е. Q_в = Q_д^упр и в данном случае), получим следующее выражение для определения объема балансовых запасов нефти линзы, охваченных процессом вытеснения нефти закачиваемой водой в пластовых условиях:



Подставив в это выражение исходные данные для расчетов, получим:



Подставив это значение Q_зав = 12593 м³ в формулу (6), получим:



Таким образом, коэффициент нефтеизвлечения по способу-прототипу ниже, чем по способу-аналогу.

Предлагаемый способ

Сначала, как и в способе-аналоге, разработка линзы осуществляется на упругозамкнутом режиме при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. При этом из линзы отбирается Q_д^упр = 13400 м³ безводной нефти в пластовых условиях при коэффициенте нефтеизвлечения, равном K_но^упр = 1,196 д.ед.

Объем воды, который возможно закачать в линзу в каждом цикле закачки с повышением пластового давления до первоначального, равен объему отобранной нефти в пластовых условиях в первом цикле при работе залежи на упругозамкнутом режиме и снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом, то есть Q_в = Q_д^упр. При чередовании циклов по отбору жидкости из пласта (при закрытых трещинах) и закачке воды через губокопроникающие в пласт к границам линзы вертикальные трещины в пласте создаются две зоны, различающиеся режимами фильтрации жидкости: первая - заводняемая часть пласта, где вытеснение нефти происходит закачиваемой через трещины в пласт водой в условиях снижения пластового давления, и вторая - за счет сил упругости нефти и пористой среды. Поэтому коэффициент нефтеизвлечения в этом случае также рассчитывается по (1). При этом, объем балансовых запасов нефти, охваченный процессом вытеснения закачиваемой водой в пластовых условиях, определяется произведением балансовых запасов нефти в пластовых условиях на коэффициент охвата вытеснением (K_с - сетка скважин) и коэффициент охвата заводнением (K₃):



где K_но^зав = K_с K_выт K_з,

K_с - коэффициент охвата вытеснением;

K_з - коэффициент охвата заводнением.

В заводненном объеме линзы достигается коэффициент нефтеизвлечения, получаемый при заводнении коллектора - K_но^зав, а в незаводненном объеме линзы - коэффициент нефтеизвлечения при замкнутоупругом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от первоначального до давления насыщения нефти газом.

С учетом (8) формула (1) принимает вид:



Для вышеприведенных исходных данных расчеты по формуле (9) дают следующий коэффициент нефтеизвлечения:



Технологические показатели разработки нефтяной линзы в пластовых условиях по предлагаемому способу приведены в таблице 1. Расчеты проведены по методике проектирования разработки нефтяных месторождений /1/.

В первом и во всех последующих циклах эксплуатация литологически экранированной нефтяной линзы одной скважиной осуществляется на упругозамкнутом режиме истощения пластовой энергии при снижении пластового давления от начального до давления насыщения нефти газом. При этом отбор безводной нефти в первом цикле и жидкости (нефти и воды) в последующих циклах в пластовых условиях будет составлять 13400 м³.

Второй и каждый последующий цикл разработки нефтяной линзы начинается с переоборудования скважины под закачку воды. Закачку воды осуществляют при высоких давлениях нагнетания (P_н = 21,3 МПа), превышающих давление разрыва пористой среды (P_разр = 16,0 МПа) и достаточных для создания в пласте глубокопроникающих к границам линзы вертикальных трещин и поддержания их в раскрытом состоянии в течение всего периода закачки воды. Объем закачки воды во всех циклах разработки нефтяной линзы равен 13400 м³. При этом в линзе происходит 100% компенсация отбора жидкости (нефти и воды) предыдущего цикла закачкой воды в данном цикле и пластовое давление возрастает от давления насыщения нефти газом до уровня начального. Извлекаемые запасы жидкости в линзе в пластовых условиях в каждом цикле разработки линзы определяются по формуле:

Q_fо^(t) = Q₀ + Q_з^(t), (10)

где Q₀ - начальные извлекаемые запасы нефти, равные произведению начальных геологических запасов нефти линзы на коэффициент нефтеизвлечения по предлагаемому способу разработки;

Q_з^(t) - накопленная закачка воды в t-м цикле разработки нефтяной линзы.

Амплитудный дебит нефтяной линзы в t-м цикле ее разработки рассчитывается по формуле:



где q_f^(t) - отбор жидкости (нефти и воды) в пластовых условиях в t-м цикле разработки линзы, причем для рассматриваемого здесь конкретного примера отбор жидкости во всех циклах постоянен и равен 13400 м³;

Q_fд^(t) - накопленный отбор жидкости в пластовых условиях в t-м цикле разработки нефтяной линзы:



Отбор нефти в t-м цикле разработки линзы рассчитывается по формуле:



где Q_д^(t-1) - накопленный отбор нефти за весь срок разработки линзы к концу (t-1) цикла:



Обводненность добываемой продукции в пластовых условиях в t-м цикле разработки линзы составит:

B = (1 - q^(t)/q_f^(t)) 100%. (13)

Коэффициент нефтеизвлечения к концу каждого цикла разработки линзы определяется как отношение накопленной добычи нефти к начальным геологическим запасам нефти линзы:

K_но^(t) = Q_д^(t)/Q_Б. (14)

Результаты расчетов по этим формулам приведены в таблице 1, из которой видно, что по предлагаемому способу выработка запасов нефти линзы осуществляется за 4 цикла ее разработки при достижении обводненности добываемой продукции 99,3% и коэффициента нефтеизвлечения, равного 0,332 д.ед.

В заключение отметим, что по способу-аналогу разработки нефтяной линзы коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,234, по способу-прототипу - 0,074, а по предлагаемому способу - 0,332.

Таким образом, предлагаемый способ разработки действительно эффективнее способа-аналога и прототипа, так как значительно увеличивает коэффициент нефтеизвлечения.

Способ промышленно применим для разработки литологически экранированных линз, разрабатываемых одной скважиной.

Источники информации

1. Р. Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2-х т. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 778 с.

2. Патент США N 5472050 "Применение способа чередования разрыва пласта с регулируемым сбросом давления для увеличения добычи нефти из слабопроницаемых пластов", E 21 В 43/26, заяв. 13.09.94, опубл. 05.12.95.

3. А.В. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустеф. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М., "Недра", 1975, с. 215.

4. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959, 467 с.