способ разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения

Формула изобретения

Способ разработки нефтяных месторождений в условиях заводнения, предусматривающий отбор многофазной жидкости из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, создание периодических на различных частотах и импульсных нестационарных гидродинамических режимов через пуск и закрытие как нагнетательных, так и добывающих скважин, изменение пластовых давлений, определение гидропроводностей и пьезопроводностей пластов в околоскважинном и межскважинном пространстве, отличающийся тем, что при проведении периодических воздействий на пласты возмущающие скважины выбирают как в обводненной зоне пласта, так и в нефтяной зоне, определяют составляющие поля гидропроводности по вытесняющей фазе и по нефтяной фазе отдельно для периодов 3Т, 2Т, Т, 1/2Т, 1/3Т, 0.618Т, 1.618Т



где R - расстояние между скважинами, а - средняя пьезопроводность ближайших межскважинных интервалов для возмущающей скважины, причем полное время замеров (tp) методом фильтрационных волн давления определяют по формуле



определяют зависимости продуктивностей скважин от давления, рассчитывают оптимальные режимы для каждой добывающей скважины из условий максимальности дебитов по нефти при одновременном недопущении снижения гидропроводности по вытесняющей фазе более чем два раза по отношению к рассчитанной максимальной и задании забойных давлений на нагнетательных скважинах не более чем на 10МПа выше начального пластового, для каждой скважины определяют основной период как период, определяемый соотношением где L - максимальное расстояние между возмущающей скважиной и соседней, средняя пьезопроводность межскважинных интервалов между возмущающей скважиной и ее соседями - для терригенных пластов, или Т = 2*, где характерное время перераспределения давления между трещинами и блоками - для трещиновато-пористых пластов, осуществляют сочетание воздействий двух уровней: при воздействии первого уровня задают периодические режимы работы скважин последовательно с периодами 3Т, 2Т, Т, 172, Т/3...Т/10 и в обратном порядке, на каждом из режимов эксплуатируют до тех пор пока обводненность скважин не начнет расти, при появлении достаточно крупных зон локальных неоднородностей по обводнению переходят к воздействию второго уровня, перед началом которого разбивают эксплуатируемый участок на сектора по несколько десятков скважин в каждом в соответствии с обнаруженной неоднородностью и последовательно их эксплуатируют: на одном только нагнетание, отбор прекращен, на другом - наоборот, в течение несколько недель или месяцев до ликвидации указанных зон, после чего возвращают скважины на прерванный режим первого уровня, на обоих уровнях поддерживают определенные ранее оптимальные режимы работы скважин, ведут контроль за обводненностью скважин и при изменении средней обводненности эксплуатируемого участка на 5% по отношению к началу использования данного способа, способ осуществляют заново.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности.

На этапе разработки нефтяных месторождений методом заводнения, когда существенной становится обводненность эксплуатационных скважин, актуальной является задача управления нефтяными и водяными фильтрационными потоками и повышения эффективности нефтедобычи.

Заявителям известен аналог (прототип) заявленного изобретения как наиболее близкий ему по существенным признакам (Патент РФ N 2099513 [1]). Данный аналог предполагает создание периодических колебаний дебита в возмущающих скважинах, находящихся в заводненной зоне залежи, и замеры давлений в расположенных в нефтяной зоне реагирующих скважинах, в течение 2 периодов по прошествии 3 периодов колебаний в возмущающих скважинах, проведение гармонического анализа колебаний дебитов и давлений, определение фильтрационных параметров пластов (гидропроводности и пьезопроводности), изменение пластового давления в пределах 4 МПа от гидростатического, определение фронта вытеснения, определение интервала давлений, при котором максимальны значения гидропроводности и эффективно работающей толщины пласта и поддержание в дальнейшем забойных давлений в эксплуатационных скважинах не менее, а в нагнетательных скважинах не более 4 МПа относительно установленного интервала пластового давления.

Приведенная выше схема, на наш взгляд, существенно ограничивает область применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи заданием забойных давлений скважин в пределах не более 4 МПа для нагнетательных и не менее 4 МПа для эксплуатационных скважин по отношению к "установленному интервалу пластового давления", использует нестационарные гидродинамические режимы лишь для определения фильтрационных параметров пластов (ФПП), но не для непосредственного воздействия на пласты с целью увеличения нефтеотдачи, не учитывает особенностей фильтрации в трещиновато- пористых средах, а при расчетах использует лишь идеализированную модель поршневого вытеснения для нахождения границы водонефтяного контакта, что не позволяет определить реальное поле гидропроводности по нефти.

Задачей предлагаемого изобретения является расширение области применения нестационарных методов разработки нефтяных месторождений, использование нестационарных режимов как для определения ФПП, так и для создания гидродинамических режимов, обеспечивающих дополнительный отбор нефти из участков, в которых она оказывается локализованной, путем проведения соответствующих гидродинамических исследований и задания нестационарных режимов работы скважин.

Предлагаемый способ предназначен для разработки месторождений, эксплуатируемых в условиях заводнения, т.е. таким образом, когда в нагнетательные скважины закачивают рабочий агент (как правило, это вода техническая или из поверхностных водоемов, иногда с добавками в виде поверхностно-активных веществ или загустителей), а из добывающих скважин отбирают многофазную жидкость (смесь нефти и воды). Способ предусматривает проведение комплекса гидродинамических исследований и воздействий на пласты посредством задания импульсных нестационарных и периодических режимов работы скважин, что заключается в поочередном открывании и закрывании как эксплуатационных, так и нагнетательных скважин.

Импульсными называют режимы однократной смены состояния (условий эксплуатации) скважины. Достаточно длительное пребывание скважины в одном из определенных состояний (добычи, простоя или нагнетания) приводит к тому, что в ней гидродинамические параметры (дебит, давление) перестают меняться во времени или изменяются весьма незначительно, тогда говорят о стационарном (квазистационарном) состоянии. Изменение же состояния скважины приводит к возникновению нестационарного режима ее эксплуатации с достаточно быстро изменяющимися гидродинамическими параметрами, значения которых со временем стабилизируются и скважина вновь переходит в новое стационарное состояние. Например, если длительно работающую с определенными дебитом и давлением добывающую скважину, находящуюся, иначе говоря, в установившемся (стационарном) режиме, останавливают, то работа скважины переходит в нестационарное состояние с изменением дебита и давления во времени. Зависимость забойного давления от времени носит название кривой восстановления давления для добывающих скважин (кривой падения давления - для нагнетательной), а подобный метод исследования скважин называют методом кривых восстановления давления (уровней) [2-5]. Если долго простаивающую добывающую скважину переводят на режим добычи, то на ней будет происходить снижение давления - это метод падения давления. Применяют также метод исследований, при котором смену режима производят на одной скважине, а регистрацию динамики давления проводят на другой соседней, что позволяет рассчитывать параметры межскважинного пространства, а не только околоскважинного.

Периодическими называют режимы многократного перевода скважины из одного состояния работы в другое и обратно, например, из простоя в добычу и обратно, или из режима нагнетания в простой и обратно, при этом, как правило, длительности каждого отдельного состояния равны между собой. Длительность временного интервала, равная сумме длительностей двух последовательно сменяющих друг друга режимов, носит название периода. Исследования на периодическом режиме также можно проводить в форме, когда возмущают гидродинамическое поле давлений вблизи какой-то скважины путем изменения ее режима работы и на ней же регистрируют изменение изучаемой величины, например, давления (самопрослушивание), или в форме, когда регистрацию давления проводят уже на другой скважине (взаимопрослушивание). В целом, исследования на периодических режимах называют методом фильтрационных волн давления (ФВД) [6] или методом фильтрационных гармонических волн давления [2-5].

Способ начинают с того, что на добывающих и нагнетательных скважинах через пуск и закрытие создают импульсные нестационарные гидродинамические режимы и периодические режимы на различных периодах. Записывают изменение давления во времени.

Первичный период T колебаний дебитов возмущающих скважин и для определения ФПП в околоскважинном и в межскважинном пространстве определяют порядка



где R - расстояние между скважинами, а - средняя пьезопроводность ближайших межскважинных интервалов для возмущающей скважины. Полное время замеров t_p методом-ФВД определяют по формуле



По результатам исследований скважин методом кривых восстановления давления и самопрослушивания известными способами (см., например, [4], [5]) вычисляют гидропроводности, пьезопроводности и приведенные радиусы скважин в околоскважинном пространстве для оговариваемого в данном способе набора периодов. Для вычисления соответствующих фильтрационных параметров пласта (ФПП) в межскважинном пространстве используют метод фильтрационных волн давления (ФВД) [5,6].

Затем производят замеры на других периодах: кратных первичному периоду T, а именно 2T, 3T, 1/2T, 1/3T и отличающихся от первоначального на величину "золотого сечения" - 0.618 и 1.618, для возможно более полного представления вариаций ФПП и вычисляют фильтрационные параметры пластов. Поля гидропроводности вычисляют отдельно по вытесняющей фазе (воде) и по нефтяной фазе в рамках модели Баклея-Леверетта [7] с использованием соответствующей численной модели [8],[9].

Далее эксплуатационные и нагнетательные скважины останавливают и определяют среднепластовое давление. Если оно для эксплуатируемого участка оказывается ниже первоначального пластового, эксплуатационные скважины останавливают, после повышения пластового давления на 1 МПа (при сохраняющейся работе нагнетательных скважин), вновь производят комплекс экспериментов по определению ФПП, затем эксплуатационные скважины вновь останавливают и процедуру повторяют до достижения среднепластового давления на 2 МПа больше первоначального, вычисляют ФПП и зависимость их от пластового давления. Если же среднепластовое давление оказывается выше первоначального, то для его снижения останавливают нагнетательные скважины при сохраняющемся отборе до достижения пластовым давлением значения 2/3 от первоначального. Примечательно, что возмущающие скважины выбирают и в обводненной зоне пласта, и в нефтяной. Под обводненной зоной пласта понимают ту его часть в окрестности длительное время работающих нагнетательных скважин, где большая часть подвижной нефти уже вымыта, а под нефтяной зоной - соответственно окрестности добывающих скважин и другие области относительно высокого нефтесодержания флюида пласта. Параллельно определяют зависимость продуктивности добывающих скважин от забойного давления при различных значениях пластового давления.

Затем решают оптимизационную задачу, в которой рассчитывают оптимальные режимы работы для каждой добывающей скважины из условий максимальности дебитов по нефти при одновременном недопущении снижения гидропроводности по вытесняющей фазе более чем в два раза по отношению к рассчитанной максимальной и задании забойных давлений на нагнетательных скважинах не более чем на 10 МПа выше начального пластового.

Для каждой скважины определяют основной период из соотношения



где L - максимальное расстояние между возмущающей скважиной и соседней скважиной-приемником, - средняя пъезопроводность межскважинных интервалов между возмущающей скважиной и ее соседями - для терригенных пластов, или T= 2^* , где - характерное время перераспределения давления между трещинами и блоками для трещиновато-пористых пластов [4].

Далее осуществляют сочетание воздействий двух уровней.

1-й уровень периодических воздействий определяет воздействия на локализованные нефтеносные зоны в пластах. При воздействии первого уровня задают периодические режимы работы скважины последовательно с периодами 3T, 2T, T/2, T/З. ..T/10 и в обратном порядке. Как правило, длительности этих периодов - сутки, часы, минуты. На каждом из режимов скважины эксплуатируют до тех пор, пока обводненность скважин не начнет расти. При появлении достаточно крупных зон локальных неоднородностей по обводненности переходят к воздействию второго уровня.

2-й уровень предназначен для воздействия на участки, состоящие из десятков скважин, и является более продолжительным во времени. Периоды порядка недель и месяцев. Этот уровень предусматривает разбиение эксплуатируемого участка на отдельные сектора по несколько десятков скважин в каждом и последовательную их эксплуатацию: на одном секторе только нагнетание, отбор прекращен, на другом - наоборот, что позволяет управлять сменой направлений фильтрационных потоков разных фаз в межскважинном пространстве. На этом уровне дополнительно могут применять закачку химических реагентов с целью увеличения подвижности локализованных частиц нефти, полимерное заводнение, закачку нагретой воды и иные методы увеличения нефтеотдачи. Режимы второго уровня применяют при обнаружении относительно крупных зон локальных неоднородностей по обводнению пласта, в соответствии с которыми и проводят разбиение. Воздействие второго уровня проводят до ликвидации указанных зон.

На обоих уровнях воздействия поддерживают определенные ранее оптимальные режимы работы, т. е. дебиты на добывающих скважинах и давления на нагнетательных скважинах. Ведут контроль за обводненностью продукции скважины. При изменении средней обводненности продукции эксплуатируемого участка на 5% по отношению к моменту начала использования данного способа вышеописанные процедуры повторяют.

Литература

1. Гаврилов А. Г., Непримеров Н.Н., Панарин А.Т., Штанин А.В. Патент N 2099513 "Способ выработки нефтяного пласта".

2. Щелкачев В. Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации. М.: Изд-во "Нефть и газ", 1995. Часть 1, 586 с. Часть 2,492 с.

3. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. М.: Недра, 1996, 447 с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984, 208 с.

5. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1984, 269 с.

6. Молокович Ю. М., Непримеров Н.Н., Пикуза В.И., Штанин А.В. Релаксационная фильтрация. Казань: изд-во Казанского госуниверситета, 1980, 136 с.

7. Buckley S., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands. Механизм вытеснения жидкостей в песках. Trans. AJME, 1942, V.I 16, p. 107-115.

8. Чекалин А.Н., Овчинников М.Н., Прошин Ю.Н. Программа расчетов многофазных фильтрационных потоков в водонефтяных пластах (COFOIL). Свидетельство РОСАПО N 980455, Информационный бюллетень официальной регистрации РОСАПО N 3, 1998, с. 28.

9. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследование двух- и трехкомпонентной фильтрации в нефтяных пластах. Казань: Изд-во КГУ, 1990, 148 с.