способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с запасами нефти, обоснование и реализацию технологических решений по разработке выделенных зон, отличающийся тем, что на основании геологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)⁰ и текущие (3Н) ^t запасы нефти и на их основании оценивают потенциалы невыработанных запасов по слоям, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемости запасов ячеек, для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра, первый из которых - К₁ ^t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V₁ ^t, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа, к начальным запасам нефти этой же ячейки (3Н) ⁰ - второй - К₂ ^t характеризует изменение запасов за тот же рассматриваемый период разработки и представляет собой величину текущего значения коэффициента извлечения - ; третий - К₃ ^t характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможному коэффициенту вытеснения и представляет собой отношение достигнутого - текущего значения коэффициента вытеснения - К _в ^t, к потенциально возможному К_в ^п - для каждого из полученных параметров строят схему изменения их значений по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов, полученные схемы рассматривают совместно, на основании их комплексного анализа устанавливают наличие и местоположение слабодренируемых зон с невыработанными запасами нефти, после чего активизируют выработку запасов нефти в этих зонах.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей на разных стадиях разработки с оценкой полноты выработки запасов нефти по ячейкам геолого-технологической модели залежи и оптимизацией ее эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины (Орлов B.C. "Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой". Москва, "Недра", 1973 г., стр.13).

Известный способ не позволяет добывать нефть в сложных геолого-промысловых условиях с большим коэффициентом нефтеотдачи, т.к. не предусматривает учета макрогеологической неоднородности пластов-коллекторов и выделения зон, разнящихся емкостно-фильтрационными свойствами и продуктивностью.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с различной интенсивностью и полнотой выработки запасов нефти, обоснование и реализацию технологических решений по оптимизации аномально разрабатываемых зон (Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Самотлорского месторождения. Москва-Тюмень, 2004 г. - прототип).

Способ не обеспечивает извлечения нефти из многочисленных небольших участков, соизмеримых с размерами нескольких гидродинамических ячеек геолого-технологических моделей, локализованных в межскважинном пространстве. Нефтеотдача залежи невысока.

В предложенном способе решается задача увеличения текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в процесс разработки скоплений нефти, локализованных в межскважинном пространстве.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с различной интенсивностью и полнотой выработки запасов нефти, обоснование и реализацию технологических решений по оптимизации аномально разрабатываемых зон, согласно изобретению, на основании геолого-технологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)⁰ и текущие (3Н)^t запасы нефти и на их основании оценивают потенциал невыработанных запасов по слоям, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом текущих, невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемости запасов ячеек модели, для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра, первый из которых - K₁ ^t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V^t ₁, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки, на дату анализа к начальным запасам нефти этой же ячейки (3Н) ⁰ или , второй - К₂ ^t характеризует изменение запасов за тот же период разработки (t) и представляет собой величину текущего значения коэффициента извлечения ; третий - К₃ ^t характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможной полноте вытеснения и представляет собой отношение достигнутого (текущего) значения коэффициента вытеснения - К_в ^t, к потенциально возможному К_в ^п или для каждого из полученных параметров строят схему изменения значений параметра по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов, полученные схемы рассматривают совместно, на основании их комплексного анализа обосновывают и реализуют технологические решения по оптимизации разработки участков залежи.

Сущность изобретения

Проблема повышения эффективности разработки нефтяных залежей на протяжении длительного периода существования нефтяной промышленности является актуальной задачей, решаемой специалистами отрасли. Задача эта адресная, решаемая применительно к конкретным геолого-промысловым условиям разрабатываемых объектов. На поздней стадии разработки она приобретает особую актуальность.

В теории и практике разработки нефтяных залежей с изменяющимися литофациальными характеристиками пластов районирование на зоны различной продуктивности, т.е. создание макрогеологических моделей строения объектов разработки и принятие адекватных технологических решений по регулированию выработки запасов, получило широкое применение. Но такого рода геологические построения и обусловленные ими технологические решения ориентированы на участки, площадные размеры которых больше, чем расстояния между скважинами. В результате, в зависимости от размеров участков (зон) в них оказывается различное количество скважин. Таким образом, районирование залежей на зоны различной продуктивности - прием в нефтепромысловой практике известный, но он ориентирован на выделение "макро" зон, в пределах которых может быть размещено от нескольких единиц до нескольких десятков скважин.

Многочисленные небольшие целики нефти оказываются невыработанными. Таким образом, в заводненном объеме пласта за фронтом вытеснения оказываются невыработанные запасы нефти, локализованные в межскважинном пространстве.

В предложенном способе решается задача увеличения текущей добычи нефти и нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в процесс разработки скоплений нефти, локализованных в межскважинном пространстве. Задача решается следующим образом.

После разбуривания залежи по технологической схеме или по проекту разработки строят геолого-технологическую модель и для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (3Н)⁰ (тыс.м³) и текущие (3Н) ^t (тыс.м³) запасы нефти. Результаты визуализируют в виде гистограмм доли этих запасов от запасов эксплуатационного объекта. Разница между отмеченными видами запасов отражает выработку запасов по слоям. Для последующего анализа выработки запасов ячеек, в первую очередь, выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов. Затем проводят анализ выработанности запасов ячеек для оценки степени интенсивности и полноты выработки запасов в ячейках используют три параметра. Первый параметр K ₁ ^t характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости V₁ ^t (тыс.м³), профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа к начальным запасам нефти той же ячейки - (3Н)⁰, (тыс.м³) или . Второй параметр K₂ ^t - характеризует изменение запасов нефти за аналогичный период разработки, т.е. величину текущего значения коэффициента извлечения где: (3Н)⁰, (3H)^t в тыс.м ³; К₂ ^t - доли единицы. Третий параметр К₃ ^t (доли единицы) характеризует степень текущей выработки запасов ячейки по отношению к потенциально возможной полноте вытеснения. Он представляет собой отношение достигнутого (текущего) значения коэффициента вытеснения - К _В ^t (доли единицы) к потенциально возможному - К_В ^п (доли единицы) для данной ячейки, определяемому по зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности для данной ячейки . Для каждого из полученных параметров строят схему изменения значений К по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов. Полученные схемы анализируют и на основании их комплексного анализа обосновывают и реализуют технологические решения по оптимизации разработки участков залежи, в том числе и для участков в межскважинном пространстве (интенсификация добычи/закачки, в том числе с помощью гидроразрывов и кислотных обработок, вибровоздействий, перестрела и т.п., изоляция обводненных интервалов в скважинах, бурение боковых стволов и т.д.).

По сути, предлагаемый подход регламентирует переход от геолого-промыслового анализа выработки запасов макроучастков залежи (зон) к анализу выработки запасов по ячейкам гидродинамической модели, в том числе и в межскважинном пространстве.

Пример конкретного выполнения способа

Способ реализован на одном из месторождений Западной Сибири, на залежи пласта ЮК. Пласт представляет собой серию терригенных отложений в виде переслаивания песчаников, алевролитов и глин. В разрезе отмечены маломощные прослои высокопроницаемых "суперколлекторов" с проницаемостью (К_пр)=1-2 Д.

Общая толщина пласта - 20 м. Доля коллекторов - 80%. Средняя пористость - 24-26%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1 до нескольких сот мД. Среднее значение оценивается на уровне 180 мД. Коэффициент вытеснения, определенный в лабораторных условиях на образцах кернов (К _в ^п), в среднем составил - 0,64. Начальные геологические запасы залежи нефти в пласте ЮК - 120 млн.м³. Вязкость пластовых флюидов: нефти - 1,5 сПз, воды - 0,5 сПз. Начальное пластовое давление - 25-27 МПа, давление насыщения нефти газом - 16 МПа.

Залежь находится в разработке с 1986 году. Система разработки блоковая. Ширина блока 2,2 км. В блоке добывающие скважины размещены по трехрядной системе, по треугольной сетке. Расстояние между нагнетательными рядами и первыми рядами добывающих скважин - 600 м. Расстояние между добывающими скважинами - 500 м. Всего блоков разработки - 12.

После разбуривания эксплуатационного объекта по технологической схеме была создана геолого-технологическая модель. В пласте ЮК выделено три гидродинамических слоя. Для каждого слоя были оценены начальные и текущие запасы нефти. Результаты оценок сведены в табл.1.

Как видно, наиболее интенсивно вырабатываются запасы верхнего гидродинамического слоя. Вместе с тем, в этом слое сосредоточены и наибольшие текущие запасы - 57,4% от запасов объекта.

Результаты оценки запасов по слоям гидродинамической модели визуализированы в виде гистограммы (фиг.1): и - цветами вместе показано распределение по гидродинамическим слоям начальных запасов нефти; - белым цветом - охарактеризована величина отобранных запасов по слоям; - черным цветом - проиллюстрировано распределение текущих запасов.

После изучения распределения запасов нефти по гидродинамическим слоям модели залежи дальнейшая работа по детальному изучению и оценке состояния выработки запасов проводилась по ячейкам.

Характеристика ячеек гидродинамической сетки

Размеры ячеек 100×100×8 м. Запасы нефти одной ячейки первого гидродинамического слоя во втором блоке разработки составляют 10000 м³. В демонстрируемой на фиг.2 части второго блока находится 704 ячейки с общими начальными запасами нефти 7040 тыс.м³. Для каждой ячейки, в соответствии с рекомендациями, изложенными выше, были рассчитаны параметры K₁ ^t-К₃ ^t, характеризующие состояние выработки запасов по ячейкам.

В результате были выявлены две группы значений этих параметров. Первая, наиболее многочисленная группа ячеек в количестве 639 (зона D, фиг.2), имела относительно повышенные значения К₁ ^t, К₂ ^t и К₃ ^t. Их средние значения с отклонением в ±10% (относительных), составляли для К ₁ ^t - 0,6; для К₂ ^t - 0,22 и для К₃ ^t - 0,59.

Вторая, существенно меньшая группа ячеек (зоны А, В, С, фиг.2) в количестве 65 ячеек, имела относительно более низкие значения всех трех параметров K₁ ^t÷К₃ ^t.

где: V1 t - объем вытесняющей жидкости, профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки зон А, В, С, тыс.м 3;

	(3Н) 0 - начальные запасы нефти, тыс.м3 .
	где: (3Н)t - текущие запасы нефти на дату анализа, тыс.м 3.
	где: Kв t - текущий коэффициент вытеснения, д.е.; Kв п - потенциально возможный коэффициент вытеснения, д.е.

Как видно из результатов расчетов, их средние значения с отклонением в ±10% (относительных) составили для К₁ ^t - 0,2; для К₂ ^t - 0,06 и для К ₃ ^t - 0,23. Причем ячейки этой второй группы оказались локализованными в трех зонах блока II.

Аналогично вычисляются коэффициенты К₁ ^t÷К ₃ ^t и для зоны D - зоны активно-вырабатываемых запасов нефти.

Осредненные значения этих коэффициентов с отклонением в ±10% (относительных) в слабодренируемых (А, В, С) и активно-вырабатываемой (D) зонах представлены в табл.2. На фиг.2 приведено местоположение трех слабодренируемых зон (А, В, С) и активно-вырабатываемой зоны D.

Границы зон с относительно низкими значениями коэффициентов К₁ ^t÷К ₃ ^t по всем слоям совпали. Поэтому в качестве примера на фиг.2 приведены границы слабодренируемых зон для первого гидродинамического слоя.

После установления наличия и местоположения слабодренируемых ячеек (зоны А, В, С) была проведена оценка их запасов. Соответствующие сведения для зон А, В, С (первый гидродинамический слой) приведены в таблице 3. Суммарно текущие (остаточные) запасы трех зон оценены на уровне 611 тыс.м³.

Вся полученная информация послужила основой для обоснования и реализации технологических и технических решений по активизации выработки запасов в слабодренируемых зонах. В таблице 4 приведен их перечень.

После имитации отмеченных мероприятий во всех добывающих скважинах модели произошло увеличение дебитов по нефти и жидкости. Прогнозный расчет процесса разработки с учетом прошедших изменений в показателях работы скважин за 1,5 годовой период показал, что выработка запасов из слабодренировавшихся зон (А, В, С) активизировалась, значения всех трех коэффициентов (K₁ ^t-К₃ ^t) возросли.

С определенной условностью эффект от реализованных регулирующих мероприятий в виде прироста добычи нефти можно оценить в 1,5-2% от геологических запасов, локализованных в слабодренировавшихся зонах, что составит порядка 10 тыс.м ³ в год. А если допустить, что подобные слабодренируемые зоны будут в половине блоков разработки, то суммарный эффект будет существенно выше и может в годовом исчислении составить порядка 60 тыс.м³.

Применение предложенного способа позволит увеличить текущую добычу нефти и нефтеотдачу.

Таблица 1 Распределение начальных и текущих запасов нефти по гидродинамическим слоям геолого-технологической модели.
Гидродинамические слои модели	Начальные запасы, (3Н) 0,		Извлеченные запасы, (3Н) 0-(3Н)t,		Текущие запасы (3Н)t,
		в % от		в % от		в % от
	млн.м3	запасов пласта	млн.м 3	запасов пласта	млн.м3	запасов пласта
1 - верхний	85,0	70,8	16,6	13,8	68,4	57,0
2 - средний	25,0	20,8	4,0	3,3	21,0	17,5
3 - нижний	10,0	8,4	1,8	1,5	8,2	6,8
В целом по пласту	120,0	100,0	22,4	18,6	97,6	81,8

Таблица 2 Осредненные значения коэффициентов К1 t -К3 t в слабодренируемых и активно-вырабатываемых зонах II блока первого гидродинамического слоя.
Зоны	К1 t	K2 t	Kв t	Kв п	К3 t	Кох t
1	2	3	4	5	6	7
Слабодренируемые (А, В, С)	0,2	0,06	0,15	0,64	0,23	0,4
Активно-вырабатываемые (D)	0,6	0,22	0,38	0,64	0,59	0,58
Примечание: Кох t - текущий коэффициент охвата д.е.

Таблица 3 Осредненные подсчетные параметры и (текущие/начальные) запасы нефти гидродинамической ячейки слабодренируемых зон (А, В, С)
Зоны	Геометрические размеры ячейки X, У, Z, м	Коэф. песчанистости, д.е.	Средн. эф. пористость, д.е.	Коэф. нефте-насыщенности, д.е.	Объемн. коэффициент, д.е.	Плотн. нефти в поверх. усл., кг/м3	Запасы нефти ячейки, м 3	Количество ячеек в зонах	Запасы нефти зон, м3
А	100×100×8	0,9	0,25	0,71/0,74	1,12	840		30
В	100×100×8	0,8	0,25	0,75/0,83	1,12	840		20
С	100×100×8	0,85	0,26	0,72/0,75	1,12	840		15
Всего								65

Таблица 4 Технические и технологические мероприятия по повышению выработки запасов из слабодренируемых ячеек.
Зоны	Категория скважин	№№ скважин	Проведенные в скважинах технические и технологические мероприятия
А	нагнетательные	2	Перестрел интервала пласта
В		28, 29	глубокопроникающими зарядами, глубокая
С		26	глинокислотная обработка призабойной зоны
			пласта. Переход на циклическое воздействие с
			переменой направления фильтрационных
			потоков.
А	добывающие	7, 8, 14, 15	Гидроразрыв пласта с последующей закачкой
В		16, 23, 24	глинокислоты и вибровоздействием.
С		13, 19, 20