способ оптимизации нефтедобычи

Формула изобретения

1. Способ оптимизации нефтедобычи, включающий гидроразрыв пласта в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам и образование продуктивных изолиний при верхних критических давлениях, зависящих от первоначальных величин реологических параметров в виде коэффициентов проницаемостей, пористостей и нефтенасыщенностей по данным исследования кернов, обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполнение циклов исследований интегральных и дифференциальных профилей приемистостей и притока в нагнетательных и добывающих скважинах, связанных с определением критических значений обводненности и значений текущих проницаемостей в первоначальных продуктивных изолиниях, отличающийся тем, что при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей определяют геометрические параметры конечного изношенного участка и выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии, исследуют геометрические параметры другого изношенного участка в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам, тампонаж выработанных участков продолжают до полной выработки первичных изолиний и образования вторых продуктивных изолиний, выработку и тампонаж различных продуктивных изолиний продолжают до полной выработки пласта.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение геометрических параметров изношенных участков продуктивных изолиний и их тампонаж осуществляют в гидроимпульсном режиме работы пласта с учетом коэффициентов сжимаемости и теплового расширения, а также растворимости его газовых включений.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что геометрические параметры изношенных участков изолиний определяют в гидроимпульсных режимах функционирования пласта, когда в пласт закачивают метки инородных формаций во временных интервалах и отличающихся от линейных режимов фильтрации соотношениями давлений закачки меток Р_{гидроразр} > Р_иссл > Р_{линейн.фильт}, где Р_{гидроразр} - давление при гидроразрыве пласта; Р_иссл - максимальное значение давления воздействия на пласт при исследовании геометрических параметров изношенных участков изолинии; Р_{линейн.фильт} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные или хлорированные жидкости, или тепловые метки, или феррожидкости, или радиоизотопы, или многокомпонентные среды, физико-химические параметры которых не совпадают с параметрами флюида.

5. Способ по п. 2 или 4, отличающийся тем, что тампонаж каждого изношенного участка выполняют во временном режиме, идентичном режиму его исследования при соотношениях давлений Р_{гидроразр} > Р_тампон > Р_иссл > Р_{линейн.фильт}, где Р_тампон - максимальное значение давления при тампонаже изношенного участка продуктивной изолинии.

6. Способ по одному из пп. 1-5, отличающийся тем, что выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивных связей с внешней средой, например с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к физике нефтяного пласта и может быть использовано в экспериментальной физике, а также в гидромеханике при исследованиях характера движения многофазных и многокомпонентных жидкостей через пористые среды.

Известен способ оптимизации нефтедобычи (Р.П. Федоренко, P.M. Юсупов. Решение задачи максимизации нефтеотдачи в условиях двухфазной фильтрации. /Журнал вычислительной математики и математической физики, № 6, 1985, с.860-871) из нефтегазовой залежи путем отбора жидкости из сетки добывающих скважин при оптимальном управлении напора воды в сетке нагнетательных скважин, причем для скважин с наихудшими условиями при низкой проницаемости пласта форсируют отбор жидкости из нее для получения равномерного процесса вытеснения нефти и продвижения фронта воды.

Недостатком данного способа является низкий порог продуктивности, когда коэффициент извлечения нефти до сих пор остается еще равным величине 0,43 и ниже. Другой недостаток - плохое начальное приближение при заданном количестве вариаций управления, связанное с нелинейностью системы “скважина - пласт”.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению, принятым за прототип, является способ оптимизации нефтедобычи (Р.Л. Смит, Р.П. Мурфи. Контроль нефтедобычи. Патент США № 4349737, МКИ G 01 V 9/00), включающий проведение каротажа подземной формации, содержащей нефть и воду, при достаточно малой скорости движения многофазной смеси, когда давление в формации вблизи скважины приближается к давлению на удалении от скважины, проводят импульсный нейтронный каротаж, в формацию впрыскивают сырую нефть до тех пор, пока реакция на этот каротаж не перестанет изменяться при дальнейшем впрыскивании сырой нефти, в формацию впрыскивают хлористый углеводород до тех пор, пока реакция на импульсный нейтронный каротаж не перестанет изменяться при дальнейшем его впрыскивании, в формацию вводят водный раствор известной солености и с известным сечением нейтронного захвата до тех пор, пока реакция на импульсный нейтронный каротаж не перестанет изменяться при продолжении его введения, в формацию вводят пресную воду до тех пор, пока не перестанет изменяться реакция на этот каротаж, по результатам этих каротажей определяют насыщенность пласта подвижной нефтью для выбора и поддержания номинальной величины пластового давления в режиме оптимальной нефтедобычи.

Недостатками такого способа являются узкие функциональные возможности исследования пластов при закачке одной из указанной жидкостей, а также невоспроизводимость таких исследований при последовательной закачке разнородных сплошных жидкостей с разными физико-химическими параметрами, такими как вязкость, плотность, сжимаемость и т.д. Кроме того, данному способу характерна низкая точность исследования параметров призабойной зоны пласта с импульсным генератором нейтронов из-за компенсирующего влияния многофазного и многокомпонентного потока пластовой жидкости. Кроме этого, устройство для нейтронного каротажа обладает большой сложностью в технической реализации и метрологическом обеспечении, что усугубляется повышенными требованиями к технике безопасности при работе с ним в полевых условиях. Большие габаритные размеры устройства (например, отечественного образца типа ИГН-36) вследствие сложности реализации каналов преобразования скважинной части аппаратуры не дают возможности его использовать через межтрубное пространство не остановленных на время исследования эксплуатационных скважин в непрерывном процессе оптимизации нефтеотдачи пласта. Другим недостатком реализации способа является низкая точность, обусловленная первоначальным впрыскиванием нефти, выравниванием режима эксплуатации вплоть до первоначального и постепенным ухудшением нефтеотдачи.

В направлении реализации данного технического решения автору известен способ оптимизации нефтедобычи (авт. св. СССР № 1263826. Способ определения остаточной нефтенасыщенности. МКИ G 01 V 9/00), где изношенные изолинии (отработанные участки пласта) тампонируют в обратном направлении - возле интервала перфорации добывающей скважины при ее простаивании. При этом остановка работы действующих скважин приводит к нарушению первичного скелета пласта и тем самым - понижению точности разработки исследуемого нефтегазового месторождения. Другой недостаток способа - отсутствие учета влияющих факторов при определении реологических параметров продуктивного пласта при выборе оптимальных параметров его эксплуатации по всей залегаемой сфере, что характеризует узкие функциональные возможности данного способа.

Задача изобретения - повышение точности и расширение функциональных возможностей.

Поставленная задача достигается тем, что в известном способе оптимизации нефтедобычи, включающем гидроразрыв пласта в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам и образование продуктивных изолиний при верхних критических давлениях, зависящих от первоначальных величин реологических параметров в виде коэффициентов проницаемостей, пористостей и нефтенасыщенностей по данным исследования кернов, обустройство скважин с проведением тампонажа их заколонных интервалов, выполняют циклы исследований интегральных и дифференциальных профилей приемистостей и притока в нагнетательных и добывающих скважинах, связанные с определением критических значений обводненности и значений текущих проницаемостей в первоначальных продуктивных изолиниях. Новыми признаками изобретения являются непрерывные исследования изменяющихся реологических параметров пластов, определение геометрических параметров и местоположения изношенных участков пластов для последующей изоляции и расширения зоны выработки залежи, что выполняется при достижении фронта обводненности первой продуктивной изолинии до зоны интервала перфорации одной из добывающих скважин в результате измерений дифференциальных и интегральных профилей притока и приемистостей, определяют геометрические параметры конечного изношенного участка и выполняют его тампонаж для образования нового участка первой продуктивной изолинии, исследуют геометрические параметры другого изношенного участка в обратном направлении от добывающих к нагнетательным скважинам, тампонаж выработанных участков продолжают до полной выработки первичных изолиний и образования вторых продуктивных изолиний, выработка и тампонаж различных продуктивных изолиний продолжается до полной выработки пласта. Кроме этого, определение геометрических параметров изношенных участков продуктивных изолиний и их тампонаж осуществляется в гидроимпульсном режиме работы пласта с учетом коэффициентов сжимаемости и теплового расширения, а также растворимости его газовых включений. Кроме того, геометрические параметры изношенных участков изолиний определяют в гидроимпульсных режимах функционирования пласта, когда в пласт закачиваются метки инородных формаций во временных интервалах, отличающихся от линейных режимов фильтрации соотношениями давлений закачки меток Р_{гидроразр.} > Р_иссл. > Р_{линеин.фильт.}, где Р_{гидроразр.} - давление при гидроразрыве пласта; Р_иссл. - максимальное значение давления воздействия на пласт при исследовании геометрических параметров изношенных участков изолинии; Р_{линеин.фильт} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации. Кроме этого, в качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные и хлорированные жидкости, тепловые метки, феррожидкости, радиоизотопы и многокомпонентные среды, физико-химические параметры которых не совпадают с параметрами флюида. Кроме того, тампонаж каждого изношенного участка выполняют во временном режиме, идентичном режиму его исследования при соотношениях давлений Р_{гидроразр.} > Р_{тампон.} > Р_иссл. > Р_{линеин.фильт.}, где Р_{тампон.} - максимальное значение давления при тампонаже изношенного участка продуктивной изолинии. Кроме этого, выполняют тампонаж непродуктивных изолиний между раздельными участками пласта и/или между многопластовыми залежами и/или непродуктивных связей с внешней средой, например, с водоносным горизонтом пресной воды и/или поверхности почвы.

Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "Изобретательский уровень".

На фиг.1 представлена блок-схема устройства, поясняющая функционирование способа.

На фиг.2 представлена схема выработки участков продуктивных изолиний пласта в примере нагнетательной и добывающей скважин.

На фиг.3 представлена схема полной выработки продуктивного пласта в сетке нагнетательных и добывающих скважин.

На фиг.1 показана схема условного вскрытия продуктивного пласта 1 по его мощности Н водонагнетательной 2 и нефтедобывающей 3 скважинами в зонах их интервалов перфораций. Штрихпунктирными линиями обозначены уровни жидкости в скважинах, куда опущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) 4, а также скважинные приборы (СП) 5 и линии связи (ЛС) 6 как составные элементы каротажной станции 7 (авт. св. СССР № 1671539, МКИ G 01 V 1/40. Каротажная станция/ Баталов С.А., Коловертнов Ю.Д., Дунаев А.И. и др.), предназначенные для измерений дифференциальных и интегральных профилей приемистостей и притока в нагнетательной 2 и нефтедобывающей 3 скважинах. На фиг.1 приняты следующие условные обозначения: Р_к - давление в горизонте у контура питания; R_к - радиус депрессионной воронки; S_o - понижение уровня жидкости после форсированного отбора; Р_о - давление в горизонте после форсированного отбора; v_r - скорость фильтрации жидкости в пористом скелете пласта; r - радиус скважины в интервале перфорации; R_c - межскважинное расстояние.

На фиг.2 показана схема выработки продуктивной изолинии в направлении от нагнетательной скважины к добывающей с условной иллюстрацией трещинных и пористых продуктивных участков. Чередование таких участков является разным для разных типов пластов. При этом изношенные участки продуктивной изолинии могут представляться совокупностью трещинных и пористых горных пород. Поэтому граница выработки изолинии на фиг.2 изображена условно для визуализации представлений продвижения фронта обводненности.

На фиг.3 схематично изображены продуктивные участки пласта, образованные парными совокупностями нагнетательных и добывающих скважин. В этой схеме выработка каждого продуктивного участка залежи представляется последовательным образованием и выработкой продуктивных изолиний в виде непрерывных линий по направлениям от нагнетательных к добывающим скважинам.

Принцип работы устройства по способу оптимизации нефтедобычи заключается в следующем. После первичного гидроразрыва пласта давление в нем постоянно поддерживают за счет непрерывной закачки воды в нагнетательную скважину 2 со скоростью потока , проходящего через интервал перфорации в пласт 1. В условиях пласта фильтрующийся поток движется со скоростью _r в направлении к добывающей скважине 3. В призабойной зоне пласта этот фильтрующийся поток проходит через перфорационные отверстия обсадной колонны скважины 3 и заполняет ее объем. В связи с большой разностью плотностей воды, нефти и газа фаза нефти заполняет преимущественно верхнюю часть столба скважинной жидкости, а пространство от верхнего уровня скважинной жидкости до устья скважины заполняется газообразной фазой. При этом нижняя часть столба скважинной жидкости занята преимущественно водой и всплывающими пузырями нефти и газа, дебит которых пропорционален скорости w или объемному расходу отбираемой жидкости через насосно-компрессорную трубу 4. Для оптимизации скоростей нагнетания и отбора потоков жидкостей с помощью комплексных скважинных приборов 5, спускаемых в скважину на каротажном кабеле 6, определяют интегральные и дифференциальные продуктивные профили притока (по составляющим фазам) с помощью аппаратуры каротажной станции 7.

Пример. Интервал перфорации добывающей скважины Н=2371,6-2364,4=7,2 (м); искусственный забой 2405 м; вязкость пластовой воды _в=1 мПа с; радиус призабойной зоны скважины r=0,06 м; радиус депрессионной воронки R_к=120 м; при максимальной обводненности ( =0,95) и износе пласта перепад давления, вызывающий возбуждение исследуемого горизонта, составляет Р=0,375 10⁶ Па; м=0,2 - пористость пласта (по кернам); расстояние между скважинами R_с=60 м.

Скорость движения пластовой жидкости можно определить разными геофизическими методами, например, при прослеживании изолиний движущихся радикалов или электрических зарядов соленых вод. При этом, скорость фильтрации определяется следующим образом:

_r= m, (1)

где m - пористость пласта; _r - радиальная скорость движения жидкости в интервале перфорации скважин.

Из формулы Дюпюи скорость фильтрации находится в следующем соотношении с коэффициентом проницаемости К_п:

_r=(Кn Р)/[ ln(R_k/r) R_c], (2)

где - вязкость флюида; Р - разность давления.

Поэтому радиальную скорость в продуктивных профилях можно определить из этих выражений в следующем виде:

_r=(К_n Р)/[ ₁R_c mln(R_k/r)] (3).

С учетом зависимостей коэффициентов проницаемостей и фильтрации получается зависимость:

К_п=К_ф( / ), (4)

где - плотность флюида.

В результате получаем окончательное выражение для коэффициента проницаемости:

К_п=[v_rmR_сln(R_к/r)]/ Р (5).

Определение максимальной величины коэффициента проницаемости по воде (К_{п.в.макс.}) проводилось при достижении объемной концентрации ₁=0,9% в интервале перфорации, где по дифференциальным и интегральным профилям притока воды производили подсчет ее скорости фильтрации v_r=0,4 м/сутки = 4,6 10^-6 м/с. Поэтому с использованием числовых параметров для выражения (5) получим окончательный результат максимальной величины коэффициента проницаемости по воде, равный К_п.воде=[4,610^-60,260110^-3(ln(120/0,06)]/0,375 10⁶=1,016 10^-12 (м).

Таким образом, устройство по реализации способа оптимизации нефтедобычи осуществляется с проведением следующих связующих его элементов.

После первоначального гидроразрыва пласта и освоения действующих скважин опускают в нагнетательные и добывающие скважины комплексный скважинный прибор и определяют скорость фильтрации пластовой жидкости, например, по перемещению дискретных порций свободных радикалов в жидкости.

Измеряют дифференциальные и интегральные продуктивные профили притока отдельных фаз жидкостей в добывающей скважине и корректируют их по коэффициентам сжимаемости, теплового расширения и растворимости газа (а.с. 1327614 СССР, МКИ Е 21 В 47/00. Способ исследования продуктивных интервалов нефтяных пластов/ Баталов С.А.// Открытия. Изобретения. - 1987, № 27). По скорректированным этим профилям определяют средние скорости фильтрации составных фаз (нефти, воды и газа) флюида в жизненном цикле качества продуктивной изолинии для определения экстремального положения ее фронта обводненности в локальной зоне добывающей скважины.

Определяют текущие величины коэффициентов проницаемостей по каждой фазе пластовой жидкости. А при достижении низкой продуктивности скважины по нефти определяли максимальную величину коэффициента проницаемости пласта по воде путем дискретного контроля дифференциальных профилей притока добывающей скважины.

Определяют геометрические параметры изношенного участка изолинии возле призабойной зоны нефтедобывающей скважины в гидроимпульсных режимах функционирования пласта, когда в пласт закачиваются метки инородных формаций во временных интервалах, отличающихся от линейных режимов фильтрации соотношениями давлений закачки меток формаций Р_{гидроразр.} > Р_иссл. > Р_{линейн.фильт.}, где Р_{гидрораэр.} - давление при гидроразрыве пласта; Р_иссл. - максимальное значение давления воздействия на пласт при закачке меток инородных формаций для исследований геометрических параметров изношенных участков изолинии; Р_{линейн.фильт} - пластовое давление в обычном режиме линейной фильтрации. В качестве закачиваемых меток инородных формаций применяют очищенные жидкости, тепловые метки, феррожидкости, радиоизотопы, хлорированные жидкости, а также многокомпонентные жидкости, имеющие различные физико-химические параметры по отношению к параметрам нефтяного флюида.

Производят тампонаж изношенного участка изолинии во временном режиме, идентичном режиму исследования при соотношениях давлений Р_{гидроразр.} > Р_{тампон.} > Р_иссл. > Р_{линейн.фильт.}, где Р_{тампон.} - максимальное значение давления при тампонаже изношенного участка продуктивной изолинии. Таким образом вырабатывают всю первичную изолинию, как это представлено на фиг.2, а затем переходят к эксплуатации каждого из продуктивных участков пласта 1 во второй продуктивной изолинии, как это изображено на фиг.3. При этом по перечню разнородных изолиний судят о структурной неоднородности значений текущих коэффициентов проницаемостей исследуемого горизонта.

Для определения местоположения изношенного участка на промежуточном отрезке изолинии вначале впрыскивают метки инородных формаций в пласт и по достижении времени их прибытия в начало исследуемого участка увеличивают величину давления до значения Р_иссл.. Перечисленный комплекс операций аналогично распространяется на эксплуатацию многопластовых продуктивных залежей.

Данный способ позволяет дополнительно решать проблему экологии окружающей среды, связанную с чрезвычайными ситуациями прорыва горных пород, например, с образованием связи закачиваемой технологической воды с пресной водой водоносного горизонта, морских бассейнов воды, выбросам на наружную поверхность и т.д.

Технико-экономические преимущества заявляемого объекта по сравнению с известными методами нефтедобычи позволяют расширить его функциональные возможности за счет наиболее полной выработки нефтегазовой залежи. Повышение точности достигается за счет получения достоверной текущей информации пласта и его реологических параметров.