способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором

Формула изобретения

Способ разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором, включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, отличающийся тем, что закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с пористо-трещиноватым коллектором.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с применением заводнения, включающий отбор нефти через добывающие скважины за счет пластовой энергии [1].

Недостатки способа заключаются в низкой нефтеотдаче залежи.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку воды и газа через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей. Образование водогазовой смеси ведут с помощью процесса эжекции [2].

Закачка водогазовой смеси в пласт обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи при стабильной или увеличивающейся обводненности, только в установившихся направлениях фильтрации. Известный способ не позволяет достичь повышения выработки запасов за счет увеличения коэффициента охвата, то есть в процесс разработки не вовлекаются застойные тупиковые зоны.

Водогазовая смесь, закачанная в трещины, не является жесткой преградой, создающей необходимые гидродинамические сопротивления с целью образования новых фильтрационных каналов.

Изобретением решается задача увеличения эффективности способа путем повышения нефтеотдачи залежи, без увеличения обводненности продукции.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с пористо-трещиноватым коллектором, включающем закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, согласно изобретению закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти, проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Предлагаемый способ поясняется чертежом, на котором

на фиг. 1 изображена схема сочленения техногенной трещины 1 с естественной 2 трещиной пласта, образующих совместно канал высокой проводимости от нагнетательной скважины до добывающей, в зоне трещиноватости 3;

на фиг. 2 - то же, после закрытия первой трещины;

на фиг. 3 дана зависимость длины создаваемых искусственных трещин от давления закачки.

Сущность данного изобретения заключается в следующем.

В процессе разработки месторождения методом внутриконтурного заводнения определяют и анализируют изменение показателей закачки, таких как объем закачиваемой воды, давление закачки, и показателей отбора нефти, таких как объем, пластовое давление, соотношение воды и нефти.

По результатам анализа устанавливают величину отношения темпа отбора нефти к обводненности, из экономических и гидродинамических расчетов устанавливают пороговые значения рассматриваемых показателей в пределах рентабельной разработки. Прогнозируют время выхода показателей к пороговым значениям.

Перед выходом показателей к пороговым значениям проводят трассерные исследования, в результате которых устанавливают наличие прорыва воды по открытым каналам. После чего проводят закупорку открытых каналов изолирующим материалом. После завершения изоляции каналов производят временное повышение давления в нагнетательных скважинах для образования новых техногенных каналов и устанавливают режим закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

Внутриконтурное заводнение для залежи, представленной пористо-трещиноватым пластом, должно проводиться с ограничением на давление и объем закачки. Необходимость ограничения давления обусловлена тем, что при достаточно большом давлении закачки воды происходит образование трещин в пласте, которые, сомкнувшись с естественными, образуют каналы высокой проводимости, и по ним начинает двигаться вода по кратчайшему пути от нагнетательной скважины в добывающую (фиг. 1, 2) за исключением части движущейся по данным каналам воды, которая расходуется на капиллярную пропитку примыкающих к ним промытых блоков, остальная - идет в добывающую скважину, увеличивая обводненность продукции и не совершая никакой полезной работы.

На капиллярную пропитку расходуется количество воды, равное объему вытесняемой из пласта нефти, если объем измерять в пластовых условиях. Поэтому при закачке в пористо-трещиноватый пласт больших объемов воды с целью ускорения выработки содержащихся в них запасов наблюдается быстрое появление воды в скважинах, когда коэффициент нефтеотдачи еще мал (5-15%), что ставит под угрозу достижение в дальнейшем его проектного значения (35-40%), принятого для месторождений Западной Сибири, из-за последующего прогрессирующего обводнения продукции.

Исследования показали, что причиной прогрессирующего обводнения и низкой текущей нефтеотдачи являются описанные выше каналы высокой проводимости, созданные соединением естественных трещин с техногенными. Обычно техногенные трещины имеют небольшую длину (30-50 м), но в пористо-трещиноватом пласте при давлении закачки 18-19 МПа, развиваемом на выкиде насосов ЦНС-80-1900, соединяясь с естественными, становятся сквозными (фиг. 3). Закупорка этих трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин позволяет снизить обводненность добываемой продукции и вместе с тем затраты на ее обезвоживание.

Добыча нефти возрастает на величину запасов, извлекаемых капиллярной пропиткой из пористых блоков, примыкающих к сквозным трещинам. Трассирование индикаторов показывает, что к одной добывающей скважине может подходить несколько таких трещин (в среднем 3-4 от одной нагнетательной), поэтому этап закачки воды в объеме добываемой нефти может длиться много лет.

По мере исчерпания запасов в пористых блоках, достижимых капиллярной пропиткой, необходимо закупорить начинающую канал высокой проводимости техногенную трещину, затем образовать другую техногенную трещину, которая выйдет на новую естественную трещину, прорезающую пласты на еще не затронутом заводнением участке (фиг. 2). Так постепенно, шаг за шагом, будут вырабатываться запасы пористо-трещиноватого пласта в органическом сочетании заводнения с методами физико-химического воздействия с целью закупорки каналов высокой проводимости.

Способ осуществляется следующим образом.

На месторождении выделяют участок залежи, независимо от степени выработки его запасов, нефтеотдачу которого нужно повысить без увеличения обводненности продукции, проводят стандартные гидродинамические и геофизические исследования и по их результатам на выбранном участке выделяют группу добывающих и группу нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь между собой, которая устанавливается путем прослеживания индикаторов, закачиваемых в нагнетательные скважины.

В нагнетательных скважинах проводят исследования на герметичность цементных колец и при необходимости устраняют выявленную негерметичность.

Затем сравнивают суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах с суточным объемом отбора нефти в добывающих скважинах в пластовых условиях.

Если суточный объем закачки воды в нагнетательных скважинах больше объема отбора нефти в пластовых условиях в добывающих скважинах, то увеличением гидравлических сопротивлений на устье нагнетательных скважин посредством штуцера и/или закачкой изолирующих составов в их призабойную зону ограничивают приемистость группы нагнетательных скважин до уровня отбора нефти в группе добывающих скважин.

После чего отбор нефти и закачка воды в установленном режиме продолжаются до того времени, пока пластовое давление достаточно для обеспечения бесперебойной работы глубинных насосов.

Как только будут исчерпаны возможности капиллярной пропитки, что проявляется в повышении обводненности продукции и в снижении добычи нефти на участке расположения добывающих скважин, производят трассерные исследования на гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами.

Если такая связь отсутствует, то это свидетельствует о самопроизвольной закупорке техногенных трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин или частичками мехпримесей, содержащихся в закачиваемой воде, или за счет других причин, например разрушения породы на стенках трещин.

Если гидродинамическая связь сохраняется, то для восстановления добычи нефти при том же уровне обводненности продукции эти техногенные трещины через нагнетательные скважины закупоривают изолирующими материалами.

Закачку воды прекращают на время, необходимое для затвердевания изоляционного материала. После этого возобновляют закачку воды с давлением, обеспечивающим образование новых техногенных трещин длиной 30-50 м в пределах ПЗП до выхода их в зону естественной трещиноватости пласта. Здесь вновь образованные техногенные трещины встретятся с естественными, отличными от тех, которые были освоены водой раньше, образуя таким образом новые каналы для вытесняющей воды.

Отбор нефти и закачку воды продолжают в установленном режиме до очередного понижения добычи нефти.

Затем вновь проводят изоляционные работы в призабойной зоне нагнетательных скважин, после чего вновь пускают их в работу с приемистостью, не превышающей отбор нефти в пластовых условиях из добывающих скважин.

Закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин продолжают до достижения нефтеотдачи проектного уровня.

Способ был реализован на Мало-Черногорском месторождении пласта ЮВ₁, который залегает на глубине 2500 м, мощность продуктивного пласта 12 м. Пласт ЮВ₁ разрабатывается на данном месторождении отдельными сетками скважин по 9-ти точечной обращенной площадной системе, где одна нагнетательная скважина обслуживает 3 добывающие скважины.

С начала промышленной разработки в течение двух лет пласт разрабатывался на истощение, за это время было отобрано 362 тыс.т чистой нефти без воды, а пластовое давление снизилось всего на 0,8 МПа.

За эти два года в центральной части пласта была пробурена проектная сетка скважин и еще через два года начато заводнение в объемах, превышающих отбор в два и более раза. Через два с половиной года были достигнуты максимальные объемы добычи нефти и жидкости: 1001,6 и 1255,6 тыс.т соответственно при годовом объеме закачки воды 2528,7 тыс.м³. В последующем добыча нефти резко снизилась и спустя пять лет стала равной 185,5 тыс.т, т.е. почти в 5 раз меньше максимальной, хотя объем закачки воды составил 1495 тыс.м. С этого времени стали снижаться не только уровни добычи, но и темпы их отбора от выработки начально извлекаемых запасов (НИЗ), что означало прорыв воды по каналам.

В процессе разработки месторождения анализировалась величина отношения темпа отбора нефти к обводненности, при этом было установлено, что темп отбора понижался, а обводненность увеличивалась и величина этого отношения ежегодно менялась в 1,5-2 раза, для данного случая с 2,14 до 0,04. Например, при выработке начально извлекаемых запасов, равной 35,4%, обводненность составляла 20,2%, а темп отбора - 13%, отношение составило 0,64. Через несколько лет при выработке НИЗ 64,6%, темп отбора составил 2,4% при обводненности 65,9%, величина отношения составила 0,04.

Анализ тенденции изменения отношения темпа отбора нефти к обводненности показал, что через год отношение достигнет установленного порогового значения, равного 0,03.

В соответствии с изобретением были проведены трассерные исследования путем закачки в нагнетательные скважины индикаторов. На пятый день присутствие индикаторов было обнаружено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 800 м от нагнетательной, а на шестой день присутствие их отмечено в добывающих скважинах, расположенных на расстоянии 1000 м от нагнетательной.

В коллекторе со средней проницаемостью 16 мД скорость движения индикатора составила 6,7 м/ч, что явилось признаком наличия открытых каналов. Были проведены мероприятия по закупорке открытых каналов, созданию новых временным увеличением давления закачки и установлению режима закачки воды в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.

После проведенных мероприятий отношение темпа отбора к обводненности стабилизировалось на уровне 0,05. Через год добыча нефти возросла до 216,5 тыс.т и стабилизировалась на этом уровне на протяжении последних лет при одновременной стабилизации обводненности 62%.

Пластовое давление в зоне отбора снизилось за эти годы на 0,4 МПа, что не отразилось на работе насосов (ЭЦН и ШГН). Текущая нефтеотдача на 1.01.2000 г. достигла 34%, увеличившись почти на 20% с момента применения мероприятия.

Экстраполяция характеристики вытеснения показала, что в дальнейшем нефтеотдача возрастет до 40-42%, приблизившись к проектному значению, запланированному для данного месторождения.

Источники информации

1. Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1970, с.

2. Патент РФ 2088752, кл. E 21 В 43/20, 1997. Прототип.