способ определения пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах

Формула изобретения

Способ определения характера пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах, включающий построение карт залежей с помощью изохрон обводнения, отличающийся тем, что с помощью гидродинамических исследований обводнившихся скважин получают зависимость обводненности продукции от дебита добываемой жидкости, по характеру изменения которой и по времени существования положительного эффекта уменьшения обводненности продукции характеризуют нефтенасыщенные области в заводненных неоднородных по проницаемости пластах, а именно: монотонное уменьшение обводненности продукции при увеличении дебита жидкости и ее неизменность при установленном режиме эксплуатации свидетельствует о наличии областей небольших размеров с остаточной нефтенасыщенностью, промытых водой в процессе эксплуатации; монотонное увеличение обводненности продукции при увеличении дебита жидкости свидетельствует о наличии протяженных по простиранию, десятки и сотни метров, и распределенных равномерно по всему пласту областей, включающих области с начальной нефтенасыщенностью, не принимавших участия в фильтрации, при этом колебания значений обводненности во времени свидетельствуют о неравномерном по простиранию распределении нефтенасыщенных областей; резкое уменьшение обводненности продукции при увеличении дебита жидкости, достижение минимальной обводнености и последующее резкое увеличение обводненности свидетельствует о наличии пространственно протяженных областей с промежуточной нефтенасыщенностью - переходными областями гидродинамического капиллярного вытеснения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта.

В нефтедобывающей промышленности известен способ разработки месторождений, заключающийся в задании аналитических зависимостей всех основных технологических и экономических показателей основных параметров нефтяных пластов, фильтрующихся через них флюидов, применяемых систем разработки и динамики осуществления технических мероприятий [1]. Экономико-математическая модель строится на основе учета запасов месторождения, параметров физико-геологических свойств пород и необходимого комплекса мероприятий, проводимых как в начале, так и на последующих стадиях эксплуатации пласта.

К недостаткам известного способа [1] следует отнести то, что применяемые методики, основанные на аналитических расчетах, используют параметры системы пласт-скважина-насос с очень большими пространственными погрешностями. Отсутствие реальных аналитических зависимостей между основными параметрами добывающих скважин не позволяет выполнить объективную оценку эффективности проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи, снижению обводненности продукции и уменьшению неизвлекаемых запасов.

Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является метод изохрон обводнения залежей [2, с.37-61]. Метод изохрон обводнения заключается в построении карт продвижения внутреннего контура нефтеносности по простиранию площади залежи с помощью изохрон - линий одновременного появления воды в продукции добывающих скважин. Изохроны обводнения площади залежи в зависимости от возможной детализации проводят через 0,5-1,5 года эксплуатации. Балансовым методом по накопленной добыче нефти и первоначальным ее запасам определяются на даты фиксированного фронта обводнения текущие коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением для залежи в целом. На основе динамики этих показателей за предшествующий период разработки делается прогноз на последующий период разработки.

Известный способ [2] имеет следующие основные недостатки. Показатели заводнения продуктивных пластов методом изохрон обводнения оцениваются приближенно ввиду ограниченного числа определений текущего положения водонефтяного контакта по простиранию и сложной формы этого контакта в объеме залежи при внедрении воды в неоднородный пласт [2, с.47]. Этот метод пригоден лишь для залежей пластового типа, когда происходит фронтальное продвижение воды. Для залежей массивного типа, с вертикальным внедрением воды, требуется развитие метода [2, с.61].

Целью предлагаемого способа является увеличение нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается тем, что с помощью гидродинамических исследований скважин:

- определяется пространственное распределение нефтенасыщенных областей в заводненных пластах;

- выясняются причины, приводящие к формированию нефтенасыщенных областей в заводненных пластах;

- предлагаются мероприятия по воздействию на пласт, увеличивающие нефтеотдачу пласта.

При эксплуатации нефтяных месторождений, разрабатываемых при водонапорном режиме, вода обычно не полностью заполняет поровое пространство пласта, которое первоначально было занято нефтью. Это приводит к совместной фильтрации вторгшейся в пласт воды и оставшейся в нем постепенно вымываемой нефти. Особенности фильтрации несмешивающихся жидкостей зависят от геологических неоднородностей пласта (зональность, слоистость, прерывистость и пр.) и технологических показателей эксплуатации скважин. Для выявления взаимосвязи геологических и технологических показателей на характер заводнения пластов использовался гидродинамический метод исследования скважин на стационарных режимах работы или метод установившихся отборов [3, с.96-116]. При проведении исследований смена режимов работы добывающего насоса производилась без остановки скважинного оборудования с помощью частотно-регулируемого привода (ЧРП). Использование ЧРП позволяло изменять производительность добывающего насоса в 1,4 раза в сторону уменьшения и в 1,6 раза в сторону увеличения от номинальной производительности добывающего насоса [4]. Применение ЧРП позволяет производить измерение параметров в широких пределах изменения дебита добываемой жидкости.

Промысловые исследования проводились в 2000-2003 годах на действующих месторождениях НК «Лукойл» (г.Когалым, Западная Сибирь), эксплуатируемых более 20 лет. В экспериментах было задействовано 28 скважин, обводненность которых превышала 80%. Изменением частоты питающего тока производилось сканирование режимов работы добывающего насоса в диапазоне устойчивой работы системы пласт-скважина-насос. Одновременно на каждом режиме осуществлялась регистрация параметров: дебит добываемой жидкости Q_ж; ее обводненность В; электрическая мощность W, подводимая к добывающему насосу; динамический уровень Н _д; избыточное давление на устье скважины Р _у. При переходе от одного режима работы добывающего насоса на другой параметры измерялись не ранее, чем через 3-5 часов, при обязательном установлении дебита скважины и стабильного динамического уровня. Установление стабильного динамического уровня свидетельствовало о балансе притока жидкости из пласта к скважине и отборе ее с помощью добывающего насоса. Стабильная и строго фиксированная мощность, подводимая к добывающему насосу, а также возможность ее изменения с помощью ЧРП без остановки технологического процесса позволяли выявить зависимость измеряемых параметров добывающих скважин от дебита добываемой жидкости.

Измерение дебита скважин производилось с помощью автоматизированного группового замерного устройства (АГЗУ) типа «Спутник АМ-40» с относительной погрешностью измерения 4% [5]. Обводненность добываемой жидкости определялась с помощью устройства, описанного в работе [6], и в лаборатории химико-аналитическим методом с использованием проб, взятых на устье скважин. Относительная погрешность измерения обводненности указанными методами не превышала 8%. Электрическая мощность, подводимая к добывающим насосам, измерялась с относительной погрешностью, не превышающей 2%. Измерение динамического уровня производилось с помощью эхолота «СУДОС-автомат» с относительной погрешностью измерения, не превышающей 1%. В качестве исходной информации при анализе экспериментальных данных использовались зависимости измеренных параметров от частоты или электрической мощности, подводимой к добывающему насосу. Примеры построения этих зависимостей в графическом виде приведены в работах [7, 8], в которых по этим зависимостям определялись оптимальные эксплуатационные параметры добывающего насоса.

В таблице 1 представлены эксплуатационные параметры 11 из 28 тестируемых скважин. Меньшее число скважин взято из соображения наглядности представления экспериментального материала в графическом виде. Обозначения, принятые в таблице 1: В - обводненность добываемой продукции; Q_ж - дебит жидкости; Q_н - дебит нефти. С точки зрения увеличения нефтеотдачи пласта результаты гидродинамических исследований удобно интерпретировать графически в виде зависимости обводненности продукции от дебита добываемой жидкости В=f(Q_ж). Эта зависимость обладает количественной информацией, характеризующей изменение доли воды в продукции в зависимости от дебита добываемой жидкости. Для построения этой зависимости достаточно знать изменение двух параметров: дебит жидкости Q_ж и соответствующее ему значение обводненности В. На чертеже приведены зависимости В=f(Q_ж) для 11 скважин, эксплуатационные параметры которых содержатся в таблице 1.

Экспериментальные данные, представленные на чертеже, наглядно демонстрируют сложную зависимость обводненности от дебита жидкости. Для анализа все исследуемые скважины, данные которых представлены на чертеже, можно разбить на три группы.

К первой группе относятся скважины 2422, 4154, 8141. Для этих скважин характерно монотонное уменьшение обводненности с увеличением дебита добываемой жидкости.

Ко второй группе относятся скважины 2244, 5528, 2367, для которых увеличение дебита добываемой жидкости приводит к монотонному увеличению обводненности.

К третьей группе относятся скважины 2248 и 1790, для которых с увеличением дебита наблюдается резкое уменьшение обводненности, достижение минимального значения обводненности, после которого происходит резкое увеличение обводненности. К третьей группе скважин следует отнести также скважины 1641 и 2246. Для этих двух скважин при расширении диапазона изменения дебита жидкости должен наблюдаться минимум значения обводненности, но это требует замены добывающего насоса.

Только одна скважина 2227 из 11 скважин имеет признаки, характеризующие скважины первой и второй групп. С ростом дебита жидкости вначале наблюдается монотонное увеличение обводненности, а затем монотонное уменьшение обводненности.

Такое сложное проявление зависимости В=f(Q _ж) связано с процессами, протекающими в поровом пространстве пласта и приводящими к изменению фазовых проницаемостей. Основными силами, препятствующими совместной фильтрации несмешивающихся жидкостей в поровом пространстве, являются: поверхностные (капиллярные) силы, силы вязкого сопротивления (гидродинамические) и гравитационные силы, которые действуют совместно [9, с.9]. Фазовые проницаемости зависят от насыщенности пласта вытесняющей фазой (водой). В реальных условиях в пласте на поздней стадии разработки месторождений выделяют области, отличающиеся степенью истощенности пласта:

- с остаточной нефтенасыщенностью, т.е. области промытые водой в процессе эксплуатации;

- с начальной нефтенасыщенностью, это области, не принимавшие участие в фильтрации;

- переходные области гидродинамического капиллярного вытеснения с промежуточной нефтенасыщенностью.

Формирование этих областей при заводнении пластов связано с макронеоднородностью (слоистостью) и неоднородностью внутренней структуры поровой среды (микронеоднородностью).

Для первой группы скважин монотонное уменьшение обводненности продукции при увеличении дебита жидкости обусловлено остаточной нефтенасыщенностью дренируемых областей пласта. Дренируемые области пласта содержат целики небольших размеров (от десятков сантиметров до нескольких метров) с промежуточной насыщенностью, образовавшиеся под действием капиллярных сил в неоднородной поровой среде. При увеличении депрессии возрастает роль гидродинамических сил, что приводит к постепенному вымыванию нефти из целиков.

Для второй группы скважин монотонное увеличение обводненности продукции при увеличении дебита связано с тем, что дренируемые области пласта характеризуются слоистой неоднородностью и включают в себя прослои с начальной нефтенасыщенностью. При вытеснении нефти из послойно неоднородных пластов вода занимает более проницаемые прослои, и распределение фаз определяется силами вязкого трения, т.е. гидродинамическими силами [9, с.9]. Заполнив высокопроницаемые прослои, вода начинает впитываться в малопроницаемые прослои, вытесняя из них нефть. Чем меньше депрессия, тем на большее расстояние внедряется вода в малопроницаемые прослои и больше нефти вытесняет из них в высокопроницаемые прослои. Поэтому с увеличением депрессии роль поверхностных сил уменьшается, а роль гидродинамических сил возрастает, что приводит к увеличению обводненности продукции.

Изменение обводненности продукции скважины 2227 (см. чертеж) указывает на различный характер пространственного распределения остаточной нефтенасыщенности дренируемых областей пласта. Участок зависимости В=f(Q_ж) с монотонно возрастающей обводненностью свидетельствует о слоистой неоднородности дренируемых областей пласта. Участок зависимости В=f(Q_ж ) с монотонно уменьшающейся обводненностью указывает на наличие целиков небольших размеров с промежуточной насыщенностью.

Характер изменения обводненности скважин третьей группы свидетельствует о наличии в дренируемой области пласта пространственно протяженных областей с начальной нефтенасыщенностью. Например, скважина имеет пространственно сформированный конус обводнения, блокирующий зоны пласта с начальной нефтенасыщенностью. Другим примером является газовая блокировка нефтенасыщенных областей пласта при интенсивном отборе жидкости, когда давление в призабойной зоне пласта становится ниже давления насыщения. Для участка зависимости В=f(Q _ж) с уменьшающейся обводненностью характерно преобладание поверхностных сил над гидродинамическими. При малых значениях дебита давление в дренируемой области пласта высокое, что создает благоприятные условия для внедрения воды в нефтенасыщенные области и вытеснения из них нефти в водонасыщенные области. Для перемещения к добывающим скважинам нефти, вытесняемой из нефтенасыщенных областей, необходимы определенные значения депрессии. Этим объясняется уменьшение обводненности при увеличении дебита жидкости. Возрастающий участок зависимости В=f(Q_ж) характеризуется уменьшением роли поверхностных сил и увеличением роли гидродинамических сил. Минимальное значение обводненности для скважин третьей группы соответствует равенству влияния поверхностных и гидродинамических сил.

Исследования скважин по определению зависимости обводненности от дебита добываемой жидкости (см. чертеж) не позволяют в полной мере оценить объемы нефтенасыщенных областей. При переводе скважин на режим с минимальным значением обводненности продукции ожидаемый эффект может быть непродолжительным. Время существования положительного эффекта зависит от пространственных размеров нефтенасыщенных областей.

Расположение и количество остаточной нефти в коллекторах зависит от преимущественной смачиваемости породы водой или нефтью. При движении в пористой среде несмешивающихся жидкостей (воды и нефти) каждая из фаз движется по своей системе поровых каналов, сохраняя непрерывность [9, с.8-10]. В общем случае распределение фаз определяется поверхностными силами, силами вязкого сопротивления и силой тяжести. При некоторой скорости течения вытесняющей воды устанавливается капиллярное равновесие, и нефтеотдача стремится к некоторому пределу. Каждая из фаз (вода и нефть) течет в занимаемом ею поровом пространстве пласта под действием «своего» давления [10, с.118-127]:

u ₁=-(k·f₁/ ₁)·gradP₁ , u₂=-(k·f₂/ ₂)·gradP₂ ,

где индекс 1 для воды, индекс 2 для нефти, k - абсолютная проницаемость, f₁ и f₂ - относительные фазовые проницаемости, ₁ и ₂ - фазовые вязкости. Разность давлений в фазах (P₁-Р₂) равна капиллярному давлению Р_с:

,

где - межфазное натяжение; m - пористость; J(S) - функция Леверетта, характеризующая зависимость капиллярного давления от водонасыщенности. Таким образом, распределение фаз в пористой среде определяется двумя основными параметрами: капиллярными силами и насыщенностью порового пространства водой.

Изменение режима работы добывающего насоса приводит к изменению давления и распространению возмущения давления в пористой среде. На границе раздела незаводненных низкопроницаемых и заводненных высокопроницаемых областей пласта возникает градиент давления, направленный по нормали к поверхности контакта, а также капиллярные силы, направленные на выравнивание насыщенностью нефтью и водой в смежных областях пласта. Это приводит к возникновению перетоков жидкостей. Вода, смачивающая горную породу, по порам малого сечения впитывается в области пласта, насыщенные нефтью, и вытесняет нефть по порам большого сечения. В [10, с.125] приведены оценочные формулы для определения характерного времени нестационарного перераспределения давления t₁=L²/æ и характерного времени вытеснения t₂=L/u, где æ - коэффициент пьезопроводности, L - характерный размер нефтенасыщенной области, u - средняя скорость фильтрации. Обычно скорость фильтрации в поровой среде составляет 10 ^-3 см/с, а коэффициент пьезопроводности составляет 10 ⁴ см²/с. Следовательно, характерные времена перераспределения давления t₁ и вытеснения нефти из нефтенасыщенных областей t ₂ зависят от размеров нефтенасыщенных областей L. Например, если протяженность нефтенасыщенной области пласта будет составлять 500 м, то характерное время нестационарного перераспределения давления составит

t₁=L ²/æ =(5·10⁴ см) ²/(10⁴ см²/c)=2,5·10 ⁵ с 3 сут,

а характерное время вытеснения составит

t₂=L/u=(5·10⁴ см)/(10^-3 см/с)=5·10 ⁷ с=19,3 мес˜1,6 года.

Характерное время вытеснения определяет продолжительность режима работы скважины с меньшими значениями обводненности.

Для определения продолжительности существования положительного эффекта с помощью ЧРП устанавливают режим работы скважины с минимальным значением обводненности и осуществляют контроль за параметрами: дебитом жидкости, ее обводненностью, динамическим уровнем. Причем дебит жидкости с помощью ЧРП поддерживают постоянным. Если с течением времени обводненность продукции не изменяется, то скважину эксплуатируют на этом режиме.

Для скважин первой группы неизменность обводненности продукции на установленном режиме работы скважины означает, что в дренируемой области пласта содержатся целики небольших размеров с промежуточной насыщенностью, распределенные равномерно по всему объему дренируемой области пласта. Для скважин второй группы неизменность обводненности на установленном режиме свидетельствует о наличии в дренируемой области пласта протяженных по простиранию прослоев (десятки и сотни метров) с начальной нефтенасыщенностью, распределенных равномерно по всему объему дренируемой области пласта. Если с течением времени будут наблюдаться колебания значения обводненности продукции, то это свидетельствует о неравномерном по простиранию распределении целиков и прослоев в дренируемой области пласта. По продолжительности изменения величины обводненности продукции можно судить о пространственном распределении относительно добывающей скважины целиков и прослоев в дренируемой области пласта. Если с течением времени эффект уменьшения обводненности исчезает, то следует применять нестационарные технологии нефтеизвлечения [11].

Для скважин третьей группы вывод скважин с помощью ЧРП на режим с минимальным значением обводненности соответствует уменьшению депрессии и увеличению давления в дренируемой области пласта. При этом достигается равенство влияния поверхностных и гидродинамических сил. Поверхностные (капиллярные) силы направлены по нормали к поверхности, разделяющей нефтенасыщенные и водонасыщенные области, и способствуют внедрению воды по порам малого сечения и вытеснению нефти по порам большого сечения. Гидродинамические силы, пропорциональные депрессии, направлены в горизонтальной плоскости по радиусу к добывающим скважинам. Одновременное действие этих сил приводит не только к вытеснению нефти из нефтенасыщенных областей в нижерасположенные водонасыщенные области, но и в горизонтальном направлении к добывающим скважинам. Это приводит к разрушению конуса обводнения, блокирующего зоны пласта с начальной нефтенасыщенностью. Увеличение давления в призабойной зоне пласта приводит к разрушению газовой блокировки нефтенасыщенных областей пласта. Если при выводе скважин третьей группы на минимальное значение обводненности эффект уменьшения обводненности продукции непродолжителен, то необходимо с помощью ЧРП уменьшить дебит жидкости до минимально возможного. Увеличение давления в призабойной зоне пласта приводит к уменьшению влияния гидродинамических сил и увеличению влияния поверхностных сил, что способствует более эффективному разрушению конуса обводнения или газовой блокировки. Затем дебит жидкости выводят на режим с минимальным значением обводненности продукции и поддерживают его постоянным при эксплуатации скважины. Для скважин, у которых остаточные запасы нефти занимают пространственно протяженные области пласта с начальной нефтенасыщенностью, характерное время вытеснения может составлять годы.

Именно гидродинамическое исследование обводнившихся скважин, заключающееся в установлении зависимости обводненности продукции от дебита жидкости, определении по характеру изменения обводненности продукции от дебита жидкости и по времени существования положительного эффекта уменьшения обводненности добывающей скважины, позволяющей установить пространственное распределение нефтенасыщенных областей в заводненных пластах, является сущностью данного изобретения.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены, и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».

Использование предлагаемого способа определения пространственного распределения нефтенасыщенных областей в заводненных пластах позволяет по сравнению с существующими: установить пространственное распределение нефтенасыщенных зон в дренируемых областях пласта; выяснить причины, приводящие к формированию нефтенасыщенных областей в неоднородных по проницаемости заводненных пластах; выбрать мероприятия по воздействию на пласт, увеличивающие нефтеотдачу пласта. Следует отметить, что исследования скважин, вывод скважин на заданный режим и поддержание заданного режима эксплуатации скважин производится с помощью частотно-регулируемого привода без остановки технологического процесса.

Источники информации

1. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1991. - 296 с.

2. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1968. - 301 с.

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: Нефть и газ, 2003. - 816 с.

4. Максимов В.П., Семенченко П.Г., Ханжин В.Г. Регулируемое управление приводом установок погружных электронасосов. - М.: Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Сер. «Машины и нефтяное оборудование», 1981. - 32 с.

5. Белов В.Г., Соловьев В.Я. Модернизация АГЗУ «Спутник АМ-40» и методики измерения. // Нефтяное хозяйство, 2000, №10, с.118-121.

6. Белов В.Г., Иванов В.А., Соловьев В.Я. Измерение обводненности продукции нефтяных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2003, №4, с.111-113.

7. Патент RU №2240422. Бюл. №32. 20.11.2004. Способ оптимизации процесса извлечения нефти из пласта. / Александров Г.Ф., Соловьев В.Я., Назаров А.Е. и др.

8. Белов В.Г., Иванов В.А., Мусаев Х.Ц., Соловьев В.Я. Определение оптимальных эксплуатационных параметров системы нефтяной пласт-скважина-насос. // Нефтяное хозяйство, 2004, №7, с.100-102.

9. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля и разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1991. - 223 с.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в продуктивных пластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

11. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - 216 с.

Таблица 1
№	Скважина	Тип насоса	В, %	Qж , м3/сут	Q н, м3/сут
1	2422	ЭЦН-80	92	90	7
2	2227	ЭЦН-80	89	101	11
3	8141	ЭЦН-50	100	85	0
4	4154	ЭЦН-80	99	104	1
5	1790	ЭЦН-50	87	61	11
6	1641	ЭЦН-30	100	36	0
7	2246	ЭЦН-125	89	122	13
8	5528	ТД-1200	85	168	25
9	2367	ТД-1750	90	221	22
10	2248	ЭЦН-80	90	116	11
11	2244	ЭЦН-125	83	97	16