способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами

Формула изобретения

1. Способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, включающий создание высокопроводящих и глубокопроникающих в пласт каналов с последующей закачкой вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбором жидкости через добывающую скважину, отличающийся тем, что дополнительно анализируют фильтрационный поток в пласте, определяют направление главной и нейтральных линий тока между нагнетательной и добывающей скважинами, гидроразрывом пласта создают высокопроводящие каналы, достигающие границ линзы, а направление высокопроводящих каналов в области нагнетательной скважины устанавливают условно, продолжая главную линию тока от нагнетательной скважины к границе линзы в сторону, противоположную от добывающей скважины, а направление высокопроводящих каналов в области добывающей скважины устанавливают условно, продолжая главную линию тока от добывающей скважины к границе линзы в сторону, противоположную от нагнетательной скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что высокопроводящие каналы в пласте создают проводкой горизонтальных или боковых стволов скважин.

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 двумя скважинами эксплуатационного фонда. Разработка таких линз осуществляется путем создания системы заводнения, когда одна из скважин оборудуется под добычу нефти (добывающая), а другая - под закачку воды (нагнетательная) [1]. По данным работы [1] только в пластах горизонтов Д₀ и Д₁ Ромашкинского месторождения в таких линзах содержится около 7,4% всех балансовых запасов нефти этих горизонтов.

Разработку литологически экранированных нефтенасыщенных линз, вскрытых двумя скважинами, возможно осуществить следующими способами разработки. По первому способу разработки (аналог) обе скважины являются добывающими, и выработка запасов линзы осуществляется на упругозамкнутом режиме фильтрации, при котором коэффициенты нефтеизвлечения значительно ниже, чем при заводнении [2].

Наиболее близким к предлагаемому, является способ разработки линзы двумя скважинами, одна из которых - нагнетательная, а вторая - добывающая [1].

Недостатком прототипа является то обстоятельство, что основной процесс вытеснения нефти закачиваемой водой происходит в области между нагнетательной и добывающей скважинами (вдоль главной линии тока). В областях линзы, находящихся в тыловой части от скважин, то есть между скважинами и границами линзы (вдоль нейтральных линий тока), выработка запасов нефти происходит с темпами, в 3.5-5 раз меньшими, чем вдоль главной линии тока, что приводит к ускоренному обводнению добывающей скважины и снижению коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении способа разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы, вскрытой двумя скважинами, за счет создания вдоль нейтральных линий тока высокопроводящих каналов и вовлечения тем самым в активную разработку запасов нефти, находящихся в тыловой части от скважин. При этом снижается неравномерность вытеснения нефти закачиваемым агентом, повышаются коэффициенты заводнения и нефтеизвлечения, а также снижается объем попутно-добываемой с нефтью воды.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз двумя скважинами, одна из которых нагнетательная, а другая - добывающая, включающем создание высокопроводящих и глубокопроникающих в пласт каналов с последующей закачкой вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбором жидкости через добывающую скважину, дополнительно анализируют фильтрационный поток в пласте, определяют направление главной и нейтральной линий тока между нагнетательной и добывающей скважинами, гидроразрывом пласта создают высокопроводящие каналы, достигающие границ линзы, а направление высокопроводящих каналов в области нагнетательной скважины устанавливают условно, продолжая главную линию тока от нагнетательной скважины к границе линзы в сторону, противоположную от добывающей скважины, а направление высокопроводящих каналов в области добывающей скважины устанавливают условно, продолжая главную линию тока от добывающей скважины к границе линзы в сторону, противоположную от нагнетательной скважины.

Cущность изобретения состоит в следующем.

При работе нагнетательных и добывающих скважин в пласте возникает геометрическая неравномерность вытеснения нефти закачиваемым агентом даже в однородном слое [3]. При этом в области дренажа скважин формируется фильтрационный поток с главными и нейтральными линиями тока. Данная геометрическая неравномерность вытеснения нефти в системе скважин по сравнению с работой в пласте нагнетательной и добывающей галерей (при отсутствии различия в линиях тока) приводит к ускоренному обводнению скважин, снижению коэффициентов заводнения и нефтеизвлечения. Поэтому с целью достижения более высоких значений этих коэффициентов необходимо как можно больше устранить или снизить различия в длинах главных и нейтральных линий тока, т.е. сделать фильтрационный поток более однородным.

Предлагаемый способ разработки нефтяной линзы, вскрытой двумя скважинами, направлен на решение именно этой задачи, так как в нем вдоль направления нейтральных линий тока создаются высокопроводящие каналы с высокой проницаемостью, превышающей проницаемость пористой среды в сотни и тысячи раз, что приводит к уменьшению длин нейтральных линий тока, и в итоге, к снижению геометрической неоднородности вытеснения нефти закачиваемым агентом.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Вначале на карте распространения продуктивных пластов в пределах линзы с нанесенными точками забоев пробуренных скважин (или на схеме размещения забоев пробуренных скважин с контуром нефтегазоносности линзы) методами математического моделирования анализируют фильтрационный поток в пласте и определяют направление главной и нейтральных линий тока между нагнетательной и добывающей скважинами (cм. чертеж)

2. Направление высокопроводящих каналов в области нагнетательной скважины устанавливают продолжая главную линию тока от нагнетательной скважины к границам линзы в сторону, прямо противоположную от добывающей скважины. Аналогично направление высокопроводящих каналов породы в области добывающей скважины устанавливают, продолжая главную линию тока от добывающей скважины к границам линзы в сторону, прямо противоположную от нагнетательной скважины.

3. Затем из скважин в продуктивном пласте в выбранном выше направлении гидроразрывом пласта создают высокопроводящие и глубокопроникающие к границам линзы каналы.

4. Нагнетательную скважину оборудуют под закачку воды, добывающую - на отбор нефти, и начинают разработку нефтенасыщенных коллекторов линзы, которая продолжается до тех пор, пока не наступит предел экономической рентабельности эксплуатации линзы, т. е. до достижения предельной обводненности добываемой продукции скважины.

Пример расчета технологической эффективности способа

Для оценки технологической эффективности предлагаемого способа разработки рассмотрим варианты выработки запасов нефти в литологически ограниченной линзе, вскрытой двумя скважинами, одна из которых нагнетательная, другая - добывающая. Первый вариант разработки - без создания высокопроводящих каналов, второй вариант - с созданием высокопроводящих каналов только от добывающей или нагнетательной скважин, третий вариант - с созданием высокопроводящих каналов по предлагаемому способу от двух скважин: добывающей и нагнетательной. Исходные данные для проведения расчетов представлены в табл. 1 (для условий горизонта Д₁ Ромашкинского месторождения).

Общеизвестно, что коэффициент нефтеизвлечения определяется произведением трех коэффициентов:

K_но=K₁K₂K₃, (1)

где K₁ - коэффициент сетки скважин, учитывающий прерывистость нефтяных пластов;

К₂ - коэффициент вытеснения нефти закачиваемым агентом, учитывающий микронеоднородность пористой среды и действие капиллярных сил;

К₃ - коэффициент охвата заводнением, учитывающий расчетную послойную неоднородность пластов по проницаемости, различие физических свойств нефти и агента и предельную долю агента в дебите жидкости [3].

Для расчета коэффициента охвата заводнением принимаем, что предельная обводненность (доля агента в дебите жидкости) в пластовых условиях равна А_пр=0.95.

Расчетная послойная неоднородность нефтяных пластов по проницаемости определяется [3]:

(V²+1)=(V₁ ²+1)(V₂ ²+1)(V₃ ²+1), (2)

где V₁ ², V₃ ² - квадраты коэффициентов вариации соответственно послойной и зональной неоднородности пластов по проницаемости;

V₂ ² - квадрат коэффициента вариации геометрической неоднородности - неравномерности вытеснения нефти агентом в однородном слое, обусловленной точечностью и геометрией точек расположения источников и стоков (нагнетательных и добывающих скважин), а также различием подвижностей вытесняющего агента и нефти



где М - соотношение длин нейтральной (самой длинной) и главной (самой короткой) линий тока, идущих от нагнетательной скважины к добывающей;

^* - соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти:



где _н, _в - вязкость нефти и закачиваемой воды в пластовых условиях;

К₂ - коэффициент вытеснения нефти закачиваемой водой.

Значения коэффициента охвата заводнением (К₃) в зависимости от предельной доли агента в дебите жидкости (А_пр) и расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости (V²), а также расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти (F) и суммарный водонефтяной фактор ВНФ = (F-К₃)/К₃ рассчитывались по точным формулам с использованием гамма-функций [3].

На чертеже схематически в виде эллипса изображена литологически экранированная нефтенасыщенная линза, вскрытая двумя скважинами: Н -нагнетательная и Д - добывающая. Это наиболее характерный тип геометрии линз, вскрываемых двумя скважинами на Ромашкинском месторождении [1]. Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами равно 2G, длина большой оси линзы (эллипса) равна 4G, а малой оси - 2G. Главная линия тока (НД) фильтрационных потоков в данном случае проходит по прямой линии между нагнетательной и добывающей скважинами, а нейтральная (их две: верхняя и нижняя) начинается от нагнетательной скважины (Н) в сторону границы залежи (точка А), затем продолжается вдоль контура нефтеносности (или границы) залежи через точку В до точки С и далее - к добывающей скважине (Д).

В пласте создаются высокопроводящие каналы: от нагнетательной скважины (Н) в сторону границы линзы, прямо противоположную от добывающей скважины (к точке А), а от добывающей скважины - в другую сторону к границе линзы (к точке С). Периметр линзы, представленной в виде эллипса, определяется по формуле [4]



Итак, длина главной линии тока для всех трех расчетных вариантов составляет L_гл=2G.

Длина нейтральной линии тока в первом варианте равна половине периметра линзы (эллипса) плюс расстояние от границы залежи до нагнетательной скважины (AH=G) и плюс расстояние от границы залежи до добывающей (СД=G) скважины, т. е.

Соотношение длин нейтральной и главной линий тока для первого варианта составит



Длина нейтральной линии тока во втором и третьем вариантах значительно сокращается за счет того, что создаваемые в пласте высокопроводящие каналы обладают высокой проницаемостью, которая в десятки и сотни раз превышает проницаемость пористой среды пласта. В связи с этим за начало нейтральных линий тока в этих вариантах принимается точка А и соответственно за окончание - точка Д для второго варианта и дополнительно точка С - для третьего варианта разработки.

Во втором варианте, когда высокопроводящие каналы создаются только в одной из скважин, например, от нагнетательной к границе линзы, т.е. по линии НА, то длина нейтральной линии тока (АВСД) определяется



При этом соотношение длин нейтральной и главной линий тока составит



В третьем варианте, когда создаются высокопроводящие каналы сразу в обеих скважинах, длина нейтральной линии тока (АВС) определится



и соответственно соотношение длин нейтральной и главной линий тока будет равно



С учетом этих рассчитанных для каждого варианта соотношений длин нейтральной и главной линий тока проводятся дальнейшие расчеты по формулам (1) - (4) и определяются коэффициенты нефтеизвлечения (табл. 2).

В первом варианте разработки достигается коэффициент нефтеизвлечения, равный 0.300 доли ед., во втором - 0.334 и в третьем - 0.372 доли ед., то есть прирост коэффициента нефтеизвлечения в третьем варианте по сравнению с первым составляет 0.072 доли ед.

Кроме прироста коэффициента нефтеизвлечения, в третьем варианте суммарный водонефтяной фактор (2.900) ниже аналогичного показателя в первом варианте (3.449) на 19%.

Второй вариант характеризуется средними между первым и третьим вариантами показателями разработки линзы.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной линзы действительно эффективнее, так как повышает коэффициенты нефтеизвлечения и снижает объемы попутно-добываемой с нефтью воды.

Способ промышленно применим для разработки нефтенасыщенных литологически экранированных линз, вскрытых двумя скважинами.

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. - T.1.- С.392,400.

2. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. -М.: Гостоптехиздат, 1959. - с. 72-86, 199.

3. В.Д. Лысенко. Разработка нефтяных месторождений: Теория и практика.- М.: Недра, 1996.- с.27.

4. И.Н. Бронштейн, К.А. Семендаев. Справочник по математике. -М.: Наука, 1964.