способ разработки обводненной нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта и периодический отбор нефти, отличающийся тем, что в процессе отбора продукции из добывающих скважин последовательно определяют источники обводнения добывающих скважин, давление в зонах поступления воды и нефти, после чего осуществляют сравнение давлений в этих зонах, выбирают скважины, к которым нефть поступает с давлением большим, чем вода, и их пускают под периодический отбор, причем остановку скважины производят на время, достаточное для того, чтобы язык обводнения отодвинулся от скважины и призабойная зона пласта оказалась заполненной нефтью.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных месторождений, и может применяться при разработке обводненных нефтяных залежей, преимущественно при обводнении скважин “низконапорной” водой.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью (см. авт. свид. СССР №1693233, кл. Е 21 В 43/20 от 31.05.89 г.), включающий разбуривание его системой добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, отключение добывающих скважин после достижения предельной обводненности, при этом с целью повышения нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшения закачки вытесняющего агента, после отключения добывающей скважины с предельной обводненностью осуществляют периодический контроль за характеристиками вытеснения соседних добывающих скважин, при ухудшении характеристики вытеснения хотя бы в одной соседней добывающей скважине по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях добывающую скважину с предельной обводненностью пускают в работу, при улучшении характеристик вытеснения во всех соседних добывающих скважинах по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения для данных геологических условий скважину с предельной обводненностью останавливают.

Достоинством этого способа является экономия материальных затрат на подъем продукции скважин за счет снижения объема попутно добываемой воды вследствие периодической эксплуатации добывающих скважин после достижения их предельной обводненности.

Недостатком способа является ограниченность применения, т.к. способ реализуется только на скважинах:

1) которые достигли предельной величины обводненности и являются регулятором движения фронта вытеснения,

2) величина отбора жидкости из которых определяет величину обводненности продукции соседних добывающих скважин, а также то, что пуск и остановку скважины с предельной обводненностью производят на основе изменений в характеристиках вытеснения соседних скважин, для которых требуется отбраковывание побочных факторов, оказывающих влияние на изменение характеристик, например резкое изменение режимов работы скважин, остановки скважин на ремонт и т.д.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки водонефтяной залежи (см. патент РФ №2138625, кл. Е 21 В 43/20 от 06.05.1997 г.), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, при этом давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть из этой зоны.

Достоинством этого способа является снижение объемов попутно добываемой воды вследствие периодической эксплуатации добывающих скважин, т.к. в процессе простоя добывающей скважины в ее стволе происходит накопление безводной нефти.

Недостатками способа являются:

1. Низкий темп отбора нефти вследствие притока нефти в скважину только за счет гравитационного перераспределение флюидов в призабойной зоне пласта.

2. Способ применим только на залежах с подошвенной водой и в случае, когда на контуре питания скважины одинаковое пластовое давление.

3. Накопление безводной нефти происходит только в стволе скважины, который имеет небольшой объем.

4. Способ неприменим в случае гидрофобных коллекторов или гидрофобизованной в результате проведения обработки призабойной зоны пласта, так как при этих условиях отстоявшаяся вода из скважины не сможет войти в пласт и заместить в нем нефть.

Технической задачей предлагаемого способа разработки обводненной нефтяной залежи является повышение темпов отбора нефти при одновременном снижении объема попутно добываемой воды, увеличение области накопления нефти, расширение области применения способа к коллекторам с различной физической природой поверхности и к скважинам, обводняющимся не только подошвенной, но и краевой или закачиваемой водой, и в условиях неодинакового пластового давления на контуре питания скважины преимущественно при обводнении скважин “низконапорной” водой.

Указанная задача решается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта и периодический отбор нефти.

Новым является то, что в процессе отбора продукции из добывающих скважин последовательно определяют источники обводнения добывающих скважин, давление в зонах поступления воды и нефти, после чего осуществляют сравнение давлений в этих зонах, выбирают скважины, к которым нефть поступает с давлением, большим, чем вода, и их пускают под периодический отбор, причем остановку скважины производят на время, достаточное для того, чтобы язык обводнения отодвинулся от скважины и призабойная зона пласта оказалась заполненной нефтью.

Предлагаемый способ базируется на положении, что в процессе разработки в пласте образуются зоны с разным пластовым давлением вследствие неравномерности компенсации отбора закачкой, неоднородности пласта, длительного времени, необходимого для перераспределения и выравнивания пластового давления в процессе разработки. Поэтому пластовое давление в разных зонах пласта изменяется неодинаково относительно начального, и в добывающую скважину, в которой забойное давление поддерживается ниже пластового, притекают флюиды из областей с разным пластовым давлением.

В случае, если скважина обводняется “высоконапорной” водой (т.е. вода притекает в скважину из области с более высоким пластовым давлением, чем нефть), то при ее остановке контур нефтеносности под действием гидродинамических сил смещается так, что забой скважины оказывается в водонасыщенной зоне, поэтому в процессе восстановления давления в скважину будет притекать вода. Язык обводнения при остановке такой скважины увеличивается, захватывая большую площадь. При последующем пуске скважины в работу она будет отбирать воду из пласта до тех пор, пока контур нефтеносности не подтянется опять к забою скважины (т.е. пока не вытянется “язык нефти” до забоя этой скважины).

Поэтому любые остановки скважины, работающей в таких условиях, будут приводить к росту ее обводненности и отбору дополнительной воды из пласта. Оптимальным режимом эксплуатации такой скважины будет непрерывный.

В случае, когда скважина обводняется “низконапорной” водой (т.е. вода притекает в скважину из области с более низким пластовым давлением, чем нефть), при ее остановке контур нефтеносности под действием разницы давлений в нефтеносной и водоносной областях смещается так, что забой скважины окажется в нефтеносной зоне, поэтому в процессе восстановления давления в отключенную скважину будет поступать нефть. Язык обводнения при остановке будет отходить от забоя скважины и пласт в окрестности данной скважины будет заполняться нефтью. При последующем пуске скважины в работу она будет отбирать из пласта нефть до тех пор, пока к забою не подтянется язык обводнения.

Поэтому остановки обводненной скважины, работающей в таких условиях, будут приводить к снижению обводненности продукции и сокращению отбора воды из пласта. Оптимальным режимом эксплуатации такой скважины будет периодический.

Знание источника обводнения продукции добывающей скважины, источника поступления нефти в добывающую скважину и пластового давления в этих областях позволяет изменить режим работы добывающей скважины так, чтобы снизить обводненность продукции.

На фиг.1а схематически представлено положение фронта нагнетания и контура нефтеносности в момент остановки скважины, выбранной для осуществления предлагаемого способа (в скважину притекает вода из области низкого давления – р₁, а нефть из области более высокого давления - Р₂).

На фиг.1б схематически представлено положение фронта нагнетания и контура нефтеносности в момент пуска скважины в работу.

На фиг.2 представлено сравнение обводненности продукции при известном способе и при осуществлении предлагаемого способа.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Участок разбуривают проектной сеткой скважин, осуществляют его обустройство. Производят отбор продукции из добывающей скважины 1 и закачку воды в нагнетательную скважину 2. В процессе бурения и эксплуатации проводят исследования скважин: определяют параметры пласта, замеряют пластовые давления, отбирают пробы попутно добываемой воды и нефти, определяют обводненность продукции скважин. По данным всех исследований строят карты заводненных объемов, с помощью которых определяют зоны поступления в скважину воды и нефти. Кроме того, определение областей, из которых в скважину поступает вода и нефть, может проводиться также путем проведения исследований с закачкой индикаторов. Затем по картам изобар определяют давления в зонах поступления воды и нефти и осуществляют их сравнение.

Определив, что давление в промытой зоне дренирования данной скважины ниже, чем в нефтяной (фиг.1а), производят остановку добывающей скважины на время, в течение которого нефть, вытесняемая закачиваемой водой из зоны высокого давления, продвигает контур нефтеносности и оттесняет язык обводнения от скважины.

После пуска этой скважины в работу обводненность ее продукции снижается за счет того, что призабойная зона скважины находится в нефтяной зоне (фиг.1б). Чередуя периоды работы и простоя добывающей скважины, получают продукцию с более низкой обводненностью.

Способ приводит к повышению темпов отбора нефти при одновременном снижении объема попутно добываемой воды, увеличению области накопления нефти, расширению области применения способа к коллекторам с различной физической природой поверхности и к скважинам, обводняющимся не только подошвенной, но и краевой или закачиваемой водой, и в условиях неодинакового пластового давления на контуре питания скважины, преимущественно при обводнении скважины “низконапорной” водой.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими параметрами: пористость - 20%, проницаемость - 0,25 мкм², нефтенасыщенность - 75%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 922,5 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 7 м, начальное пластовое давление - 9,6 МПа, пластовая температура - 25С, параметры пластовой нефти: плотность - 900 кг/м³, вязкость - 13,3 мПас, давление насыщения - 4,99 МПа, газосодержание - 8 м³/т.

Участок разбурили проектной сеткой скважин, осуществили их обустройство. Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели исследования добычи нефти, воды и закачки, построили карты изобар заводненных объемов. Установили, что обводненность скважины 1 составляет 43,9%. Определили, что в скважину 1 вода поступает из области низкого давления, а нефть из области высокого давления (фиг.1а). Эту скважину остановили на 15 суток для того, чтобы язык обводнения отодвинулся от скважины и пласт в призабойной зоне заполнился нефтью, после чего вновь пустили в работу, в результате чего обводненность продукции снизилась и составила 35,2%.

На фиг.2 представлена динамика обводненностей при известном способе (кривая 1) и при осуществлении предлагаемого способа (кривая 2). При сравнении их видно, что применение предлагаемого способа позволило снизить обводненность добываемой продукции на величину 8,7% за один цикл (43,9% против 35,2%).