способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон скважин

Формула изобретения

Способ интенсифицирующей приток нефти обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин с предварительным выбором скважин под обработку призабойной зоны на основе анализа геологопромысловой информации, включающий определение степени падения продуктивности в процессе эксплуатации скважины с фиксацией текущего и максимального дебита скважины и прогнозного прироста дебита нефти по скважине, отличающийся тем, что дополнительно проводят лабораторные фильтрационные исследования для построения кривых зависимости относительной фазовой проницаемости пористой среды от водонасыщенности, измеряют динамические вязкости пластовой нефти и воды, строят зависимость обводненности продукции скважины от водонасыщенности призабойной зоны (функцию Леверетта) и последовательно определяют водонасыщенность призабойной зоны при обводненности, соответствующей максимальному достигнутому дебиту скважины q^m_ж^ax и относительную продуктивность Q^m_%^ax скважины при найденной водонасыщенности исходя из следующего соотношения:

,

где

Q^m_%^ax K_прод(S_t) / K_прод(S_св);

K_прод(S_t), K_прод(S_св) относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны S_t и S_св соответственно;

S_t текущая водонасыщенность пористой среды, ед.

S_св насыщенность пористой среды связанной водой, d ед.

_нв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПа, с;

K_в(S_t) относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды S_t, ед.

F(S_t) функция Леверетта;

водонасыщенность призабойной зоны при обводненности, соответствующей текущему дебиту скважины q^t_ж, и аналогично относительную продуктивность Q^t_% скважины при текущей водонасыщенности, общую степень снижения текущего дебита скважины по отношению к максимальному достигаемому , степень снижения дебита за счет изменения водонасыщенности и степень снижения дебита скважины за счет загрязнения призабойной зоны ,

а прогнозный прирост дебита нефти за счет обработки призабойной зоны определяют из следующего соотношения:

q^п_н^рочн = q^t_н3-q^t_н,

где q^t_н текущий дебит скважины нефти до обработки призабойной зоны.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин для интенсификации притока нефти.

Известен способ оптимизации обработки призабойных зон с учетом данных о состоянии и глубине расположения зон с ухудшенными коллекторскими свойствами, которые могут быть получены по результатам исследования скважин методом кривых восстановления давления (КВД) или кривых падения давления (КПД) [1]

На КВД выделяются 3 зоны: призабойная, промежуточная и удаленная. По прямолинейным участкам КВД определяются гидропроводности, проницаемости и радиусы этих зон.

Гидродинамические параметры промежуточной зоны, как правило, хуже (меньше), чем в ПЗП и удаленной зоне. Гидродинамические параметры в ПЗП больше, чем в удаленной зоне, которая считается неподвергнутой изменению из-за удаленности от забоя скважины.

Соответственно для обеспечения эффективности ОПЗ необходимо воздействие (с целью увеличения гидродинамических параметров) на промежуточную зону, которая является барьером на пути нефти из удаленной зоны в ПЗП. Для определения объема реагентов необходимо рассчитывать радиус и параметры этой зоны по КВД (КПД).

Недостатком известного технического решения является отсутствие учета истории разработки месторождения, например, особенностей формирования нефте- и водонасыщенных зон и причин снижения продуктивности скважин и в то же время необходимость систематических исследований скважин, которые на практике могут осуществляться лишь выборочно.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ ОПЗ скважин для интенсификации притока нефти с предварительным выбором скважин под ОПЗ на основе анализа геолого-промысловой информации, определяющими параметрами которой являются степень падения продуктивности в процессе эксплуатации скважины и соответствующий прогнозный прирост дебита нефти по скважине [2]

Известный способ недостаточно эффективен из-за ненадежности выбора скважин под ОПЗ. Прогнозируемый по прототипу прирост дебита нефти по скважине завышается вследствие неучета составляющей степени падения продуктивности скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, в то время как эффективность интенсифицирующей обработки ПЗ скважин связана лишь с той составляющей степени падения приемистости, которая обязана загрязнению П3. Соответственно выбор скважин под ОПЗ оказывается ненадежным.

Цель предлагаемого изобретения повышение эффективности способа интенсифицирующей приток нефти обработки ПЗ скважин за счет увеличения надежности выбора скважин под ОПЗ.

Поставленная цель достигается тем, что прирост дебита нефти no скважине прогнозируют с учетом степени падения продуктивности скважины за счет загрязнения ПЗ, рассчитываемой путем вычленения составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному расту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого изобретения критерию "новизна".

Отличительные признаки изобретения, связанные с оценкой степени загрязнения ПЗ скважины путем вычленения составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, и прогнозированием прироста дебита нефти по скважине с учетом степени загрязнения ПЗ, не описаны, то есть являются новыми, и заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательный уровень".

Вычленение составляющей степени падения продуктивности, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, оказалось возможным вследствие установленной авторами зависимости изменения относительной продуктивности скважин от водонасыщенности ПЗ:

(1)

где ;

K_прод(S_t), K_прод(S_св) относительная продуктивность скважины на 1 м закрытой мощности при водонасыщенности ПЗ S_t и S_св соответственно;

S_t текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед.

S_св насыщенность пористой среды, связанной водой, д.е.

;

_нв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПас;

относительная фазовая проницаемость пористой среды (ОФП) по воде при водонасыщенности среды S_t, д.ед.

F(S_t) функция Леверетта.

На фиг. 1 дан график зависимости обводненности F продукции от водонасыщенности S призабойной зоны пласта; на фиг. 2 график зависимости относительной продуктивности _% от водонасыщенности S призабойной зоны пласта.

Установленная зависимость (1) строится по кривым ОФП, снятым при фильтрационных исследованиях на кернах нефтяных пластов конкретных месторождений, и имеет вид, представленный на фиг.2.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Анализ геолого-промысловой информации по комплексу скважин с целью предварительной оценки целесообразности проведения интенсифицирующих мероприятий.

2. Оценка общей степени падения продуктивности каждой скважины из отобранных по п.1.

3. Определение составляющей степени падения продуктивности каждой скважины, обязанной естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации.

4. Расчет степени падения продуктивности каждой скважины за счет загрязнения ПЗ.

5. Прогнозирование дебита нефти и дополнительной добычи нефти в случае проведения ОПЗ с учетом степени загрязнения ПЗ, определенной по п.4, по каждой скважине.

6. Выбор скважин под ОПЗ сравнением величин дополнительной добычи нефти, рассчитанных по п.5, с граничными значениями экономической целесообразности ОПЗ.

7. Проведение ОПЗ на выбранных скважинах.

Примеры конкретного осуществления способа

Расчеты проводятся на примере двух скважин пласта БC₁₀ Усть-Балыкского нефтяного месторождения.

I. Скважина 3330.

1. Максимальный дебит скважины по жидкости был зафиксирован в июне 1987 г. и составил q^m_ж^ax=69,5 т/сут при обводненности f_в(q^m_ж^ax)=2,1%

2. Водонасыщенность ПЗП при данной обводненности составила (фиг.1):

S_в(q^m_ж^ax) = S_в[f_в(q^m_ж^ax)] = 0,406

3. Относительная продуктивность скважины при данной водонасыщенности ПЗМ составляет (фиг.2):

^m_%^ax = _%[S_в(q^m_ж^ax)] = 0,395.

4. На скважине была проведена глинокислотная обработка (ГКО) призабойной зоны. Перед обработкой дебит скважины составлял q^t_ж=32,7 т/cут при обводненности f^t_в= 34,8% по нефти соответственно q^t_н=21,2 т/сут.

5. Водонасыщенность ПЗП при обводненности f^t_в:S^t_в = S_в(f^t_в)=0,521 (фиг.1).

6. Относительная продуктивность скважины при водонасыщенности S^t_в:

^t_% = _%(S^t_в) = 0,050 (фиг.2)

7. Общая степень снижения дебита скважины перед обработкой по сравнению с максимальным:



8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:



9. Степень снижения дебита скважины за счет загрязнения ПЗП в процессе эксплуатации скважины:



10. Вывод. Рассчитанные значения _q, _% и ₃ свидетельствуют о том, что снижение дебита скважины в процессе эксплуатации (_q = 2,13) произошло за счет изменения (возрастания) водонасыщенности ПЗП (_%= 8), а не за счет физико-механического загрязнения ПЗП (₃<1), что исключает нeобходимость проведения ОПЗ с целью интенсификации притока.

При принятии решения о проведении ГКО не были учтены составляющие _q(_% и _з). В результате обработка оказалась неэффективной дебит жидкости упал до 19,7 т/сут при незначительном снижении обводненности до 25,2% (дебит нефти упал до 14,7 т/сут), то есть на 6,6 т/сут по сравнению с дебитом нефти до обработки. Потери в добыче нефти за счет изменения темпов отбора жидкости за 2 месяца после обработки составили 493 т, общие потери добычи нефти 386 т.

Прогнозируемый по предлагаемому способу "прирост" дебита нефти в результате обработки, соответственно, отрицательный:

q^g_н^hjxy& = q^t_н3-q^t_н = 21,30,27-21,3 = -15,5 т/сут.

II. Скважина 1379

1. Максимальный дебит жидкости в декабре 1988 г. составил q^m_ж^ax=89 т/сут при обводненности f_в(q^m_ж^ax)=40%

2. Водонасыщенность ПЗП при обводненности f_в(q^m_ж^ax) (фиг.1):

S_в(q^m_ж^ax) = S_в[f_в(q^m_ж^ax)] = 0,532

3. Относительная продуктивность скважины при водонaсыщенности S_в(q^m_ж^ax) (фиг.2):

^m_%^ax = _%[S_в(q^m_ж^ax)] = 0,049

4. Через несколько лет дебит скважины по жидкости снизился до q^t_ж=9,5 т/сут при обводненности f^t_в=69,3% по нефти соответственно q^t_н=2,9 т/сут.

5. Водонасыщенность ПЗП при этом составила (фиг.1):

S_в= S_в(f^t_в) = 0,585

6. Относительная продуктивность скважины при водонасыщенности S^t_в:

^t_% = _%(S^t_в)= 0,055

7. Общая степень снижения дебита скважины:



8. Степень снижения дебита скважины за счет изменения водонасыщенности ПЗП:



9. Степень снижения дебита за счет загрязнения ПЗП:



10. Вывод. Снижение дебита скважины в процессе эксплуатации произошло целиком за счет физико-механического загрязнения ПЗП, о чем говорит превышение величины ₃ над _q, причем степень загрязнения ПЗП очень существенна (₃= 10,53). Это позволяет ожидать эффект от интенсифицирующих ОПЗ.

С учетом полученных данных было принято решение о проведении ОПЗ. В результате обработки ПЗП скв.1379 с применением нефтяного растворителя "нефрас" дебит скважины по жидкости вырос до 36 т/сут при практически неизменившейся обводненности (70,7%). Дебит по нефти вырос до 10,5 т/сут, т.е. на 7,6 т/сут по сравнению с дебитом до обработки. За 3 месяца после обработки за счет изменения темпов отбора дополнительно добыто 650 т нефти, общая дополнительная добыча нефти за 3 месяца составила 630 т.

Прогнозный по предлагаемому способу прирост дебита нефти составил q^п_н^рочн. 2,910,53 2,9 27 т/сут.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет более эффективно обрабатывать ПЗ скважин, интенсифицируя приток нефти, за счет более надежного выбора скважин под ОПЗ.

Способ промышленно применим, не требует специальных исследований скважин и специального оборудования.