Способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации
METHOD OF DEVELOPING OIL DEPOSITS AT LATE STAGE OF OPERATION

Предлагаемое изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к способам повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.
Под стадией разработки нефтяного месторождения понимается временной интервал различных этапов эксплуатации, характеризующийся разной величиной накопленной добычи и темпом ее изменения (рост - падение) (В.Л. Кацюбинский, Р.Х. Муслимов. О стадиях разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство, М., 1996 г., №4, стр. 78-85).
Весь период разработки согласно известному методу делится на стадии эксплуатации: в естественном режиме - стадии I, II и III, а затем стадии эксплуатации в искусственном режиме - IV, на этапе которой применяются различные технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) или то же, что и методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
Известен метод, который предусматривает несколько иную стадийность разработки нефтяного месторождения, по которому I стадия выделяется как начальная стадия разбуривания площади месторождения под сетку эксплуатационных скважин, II стадия - эксплуатация скважин за счет собственной энергии пласта, обусловленной напором пластовых вод (упруговодонапорный режим), либо давлением газовой шапки (упругогазонапорный режим. По известной классификации I и II стадии относятся к начальному периоду эксплуатации. Все последующие стадии относятся к завершающему периоду эксплуатации (Ю.А. Гуторов, A.M. Гареев. О возможности реализации системного подхода при решении проблемы повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. // Нефтепромысловое дело. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 2013 г., №2, стр. 27-29).
Введение понятия стадийности разработки позволяет обоснованно выбирать тот вид МУН, который может дать наилучший эффект именно на конкретной стадии, руководствуясь при этом выборе графиком динамики величины среднего дебита по годам.
Несвоевременный переход на применение МУН, несоответствующего текущему состоянию разработки нефтяного месторождения, может привести к резкому падению продуктивности добывающих скважин, которое в некоторых случаях имеет необратимый характер, и может привести к невосполнимым потерям запасов, которые неизбежно перейдут в категорию трудноизвлекаемых.
Так, несвоевременный ввод режима МУН на III стадии может привести к извлечению только 15% активных запасов, а несвоевременный ввод режима МУН, основанных на виброударных технологиях на IV стадии, - к извлечению только 20% от активных запасов (Ю.А. Гуторов, A.M. Гареев. О возможности реализации системного подхода при решении проблемы повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений. // Нефтепромысловое дело. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 2013 г., №2, стр. 27-29).
К недостаткам известного метода относится неопределенность диагностических критериев, обеспечивающих своевременный ввод в действие методов МУН, соответствующих каждой стадии текущего состояния разработки месторождений.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности методов МУН за счет более своевременного ввода их в действие.
Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации, включающем начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, в течение которого применяют методы увеличения нефтеотдачи - МУН, в отличие от известного, для определения критерия начала ввода МУН строят эталонную графическую зависимость (эталонное изменение) отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации по формуле:
,
нач. извл
3
где Q - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м;
накопл.доб. расч.
3
Q - расчетная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, м;
t - время эксплуатации скважины, мес.;
п
К - коэффициент пористости, %;
пр
2
К - коэффициент проницаемости, мкм;
нас
К - коэффициент насыщенности, %;
ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;
μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;
к
R - радиус контура питания, м;
h - мощность продуктивного пласта, м;
с
r - радиус скважины, м;
кин
К - коэффициент извлечения нефти, %.
При установлении снижения темпа выработки запасов конкретной эксплуатационной скважины, определяемого согласно построенному графику, на данной скважине применяют методы увеличения нефтеотдачи пласта - МУН, связанные с увеличением поверхности фильтрации призабойной зоны пласта, например бурение горизонтальной скважины - ГС или гидроразрыв пласта - ГРП.
нач. извл
накопл.доб. прогн.
Далее строят прогнозную графическую зависимость (прогнозное изменение), характеризующую отношение объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к прогнозной величине накопленной добычи нефти - Q' в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению - ГС или гидроразрыву пласта - ГРП, по формуле:
или
нач. извл
3
где Q - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м;
накопл.доб. прогн.
3
Q' - прогнозная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации конкретной эксплуатационной скважины, подвергнутой горизонтальному бурению - ГС или гидроразрыву пласта - ГРП, м;
t - время эксплуатации скважины, мес.;
п
К - коэффициент пористости, %;
пр
2
К - коэффициент проницаемости, мкм;
нас
К - коэффициент насыщенности, %;
ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;
μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;
к
R - радиус контура питания, м;
гс
L - длина горизонтального ствола, м;
или
грп
L - длина трещины разрыва, м;
с
r - радиус скважины, м;
кин
К - коэффициент извлечения нефти, %.
нач. извл
накопл.доб. факт.
Затем по данным фактических замеров продуктивности конкретной эксплуатационной скважины в реальном режиме времени строят графическую зависимость во времени отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к величине фактической (текущей) накопленной добычи этой скважины - Qʺ (фактическое изменение).
Далее совмещают полученную графическую зависимость (график) с графическими зависимостями, построенными по формулам (1, 2 или 3), и устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного и фактического изменения вышеуказанных отношений во времени, который определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины, которая будет соответствовать положению схождения графиков прогнозного и фактического изменения вышеуказанных отношений. Далее, основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения эталонного и фактического изменения указанных графиков во времени.
нач. извл
накопл.доб. расч.
накопл.доб. прогн.
накопл.доб. факт.
На фигуре представлен пример совмещенных графических зависимостей: эталонного, прогнозного и фактического изменений отношений (безразмерная величина) во времени (t) объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q к расчетной величине накопленной добычи - Q (кривая 1), к прогнозной величине - Q' (кривая 2) и к величине фактической (текущей) накопленной добычи - Qʺ (кривая 3).
к
Известно, что выработка запасов нефти эксплуатационными скважинами на нефтяных месторождениях происходит в пределах некоторого «радиуса питания» - R, который ограничивает определенный круговой контур вокруг скважины, называемый «контуром питания» (Ш.К. Гиматудинов / Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974 г.).
нач. зап
к
п
нас.
Количество запасов нефти - Q в пределах «контура питания» подсчитывают, используя объемный метод, когда, зная эффективную нефтенасыщенную мощность пласта - h, определяют его объем в пределах «радиуса питания» - R, который умножают на коэффициент пористости - К, и на величину коэффициента нефтенасыщенности - К
нач. извл.
нач. зап
кин
Чтобы определить долю от этого объема, определяемого как начальные извлекаемые запасы - Q, добываемой с помощью применяемой технологии, Q умножают на коэффициент извлечения нефти - К, по формуле:
нач. извл
3
где Q - начальные извлекаемые запасы, м;
п
К - коэффициент пористости, %;
к
R - радиус контура питания, м;
h - мощность продуктивного пласта, м;
кин
К - коэффициент извлечения нефти, %;
π - постоянное число;
нас
К - коэффициент насыщенности, %.
доб. расч.
Ежесуточная (текущая) расчетная величина добычи нефти - Q из конкретной скважины рассчитывается с помощью известной формулы Дюпюи (Ш.К. Гиматудинов / Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974 г.):
,
пр
2
где К - коэффициент проницаемости, мкм;
ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;
μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;
к
R - радиус контура питания, м;
с
r - радиус скважины, м;
h - мощность продуктивного пласта, м.
накопл.доб. расч
Текущая накопленная расчетная добыча нефти - Q будет зависеть от времени t, прошедшего с момента пуска пласта в эксплуатацию, согласно формуле:
нач. извл.
накопл.доб. расч
Известно, что для сравнения темпа разработки участков месторождения, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, используют зависимость отношения Q - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины к Q - текущая накопленная расчетная добыча нефти (Д.А. Эфрос, Р.Г. Аллахвердиева. Расчет предельных безводных дебитов несовершенных скважин по данным моделирования» // Труды ВНИИ, М., Гостоптехиздат, Вып. X, 1957 г.).
Формула указанного отношения имеет вид:
,
нач. извл
3
где Q - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м;
накопл.доб. расч.
3
Q - расчетная величина накопленной добычи нефти, в зависимости от времени эксплуатации, м;
t - время эксплуатации скважины, мес.;
п
К - коэффициент пористости, %;
пр
2
К - коэффициент проницаемости, мкм;
нас.
К - коэффициент насыщенности, %;
ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;
μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;
к
R - радиус контура питания, м;
h - мощность продуктивного пласта, м;
с
r - радиус скважины, м;
кин
К - коэффициент извлечения нефти, %.
Графическая зависимость, построенная по формуле (1), представляет собой гиперболу, которая на прилагаемой фигуре обозначена как кривая - 1.
к
Данная зависимость характеризует минимальный темп выработки (истощения) запасов нефти в пределах радиуса контура питания R продуктивного пласта конкретной эксплуатационной скважины.
Общепринятой практикой повышения нефтеотдачи продуктивных пластов - ПНП является увеличение поверхности фильтрации пласта, которое достигается с помощью современных технологий бурения горизонтальных стволов - ГС (А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. // М., Недра, 1977) или применением технологии гидроразрыва пласта - ГРП (Р.Д. Каневская. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. // М., Недра, 1999). (А также: Ю.А. Гуторов, Л.Р. Фурсова. Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор: Учеб. пособие // Нефтегазовое дело., Вып. №3, 2013).
гс
грп
В случаях применения указанных технологий добыча нефти возрастает во столько раз, во сколько раз длина горизонтального ствола - L или длина трещины разрыва - L больше мощности h продуктивного пласта.
гс
грп
накопл.доб. прогн
гс
грп
Соответственно, при замене величины h в формуле (6) на величины L или L получаем большую величину Q' - прогнозная величина накопленной добычи нефти в зависимости от времени эксплуатации, во столько раз, во сколько раз величины L или L больше мощности h продуктивного пласта.
В этом случае формула (6) принимает следующий вид:
или
.
нач. извл
накопл.доб. прогн
Подставляя полученные величины (8) или (9) в формулу (1), мы получаем зависимость, характеризующую отношение объема начальных извлекаемых запасов нефти - Q, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к большей прогнозной величине накопленной добычи нефти - Q' в зависимости от времени эксплуатации скважины после применения ГРП или ГС по формулам:
или
нач. извл
3
где Q - объем начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, м;
накопл.доб. прогн
3
Q' - прогнозная величина накопленной добычи нефти в скважине после ГРП или ГС в зависимости от времени эксплуатации, в м;
t - время эксплуатации скважины, мес.;
п
К - коэффициент пористости, %;
пр
2
К - коэффициент проницаемости, мкм;
нас
К - коэффициент насыщенности, %;
ΔP - разность между давлением на контуре питания и забойным давлением, МПа;
μ - коэффициент вязкости, МПа⋅с;
к
R - радиус контура питания, м;
гс
L - длина горизонтального ствола, м;
или
грп
L - длина трещины разрыва, м;
с
r - радиус скважины, м;
кин
К - коэффициент извлечения нефти, %.
гс
грп
Длина горизонтального ствола - L определяется техническим заданием по проводке горизонтальной скважины, а длина трещины разрыва - L при ГРП определяется расчетным путем либо по данным геофизических исследований скважины - ГИС.
Графическая зависимость, построенная по формуле 10 или по формуле 11, представляет собой гиперболу, которая на прилагаемой фигуре обозначена как кривая - 2, которая отражает прогнозную динамику добычи нефти конкретной эксплуатационной скважины с ГС или ГРП.
накопл.доб. факт
накопл.доб. прогн.
На практике фактическая накопленная добыча - Qʺ в процессе достаточно продолжительной эксплуатации продуктивного пласта существенно отличается от величины прогнозной накопленной добычи нефти - Q'
пр
Такое расхождение объясняется необратимыми изменениями, происходящими в призабойной зоне пласта - ПЗП под влиянием кольматационных процессов и охлаждением пласта, что требует проведения необходимых МУН по воздействию на ПЗП с целью восстановления начальной проницаемости - К и вязкости нефти - μ.
нач. извл
накопл.доб. факт
Для своевременного ввода МУН по восстановлению первоначальных свойств ПЗП, в процессе эксплуатации конкретной скважины по данным фактических замеров добычи этой скважины в реальном времени строят график отношения объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины - Q, к величине фактической накопленной добыче этой скважины - Qʺ, который представляет собой кривую, обозначенную на прилагаемой фигуре поз. 3.
пр
накопл.доб. факт
пр
пр
Для восстановления начальной проницаемости - К и вязкости нефти - μ в ПЗП конкретной скважины проводят мероприятия по осуществлению МУН, время для которых выбирают исходя из данных, представленных на графике с построенными кривыми 1, 2 и 3. Для этого во время мониторинга изменения величин Qʺ, которые проводят в режиме реального времени при фактических приборных замерах продуктивности скважины, устанавливают момент расхождения кривых 3 и 1 (на графике точка обозначена «б»), что является признаком начала необратимых изменений проницаемости - К и вязкости нефти - μ под влиянием кольматационных процессов и охлаждения пласта в ПЗП, в результате чего продуктивность скважины падает. Проведенные в данный момент времени мероприятия МУН позволяют восстановить К и μ, в результате продуктивность скважины увеличивается, что приведет к схождению кривых 2 и 3 в точке «в» на представленном графике.
пр
При дальнейшей эксплуатации конкретной скважины процессы кольматации приводят к повторному снижению К и μ, что отражается на графике расхождением кривых 2 и 1 в точке «г», что является признаком для повторного проведения МУН с целью восстановления продуктивности скважины. Признаком успешности проведения МУН является последующее схождение кривых 2 и 3 в точке «д».
При дальнейшей эксплуатации конкретной скважины процесс расхождения указанных кривых повторится в некоторой точке «е», что служит признаком для начала очередного проведения мероприятий МУН.
Таким образом, этапы расхождения и схождения кривых, отражающих фактическую и прогнозную продуктивность скважины, будут повторяться при дальнейшей эксплуатации скважины, что позволяет своевременно приступать к осуществлению мероприятий МУН по восстановлению свойств ПЗП конкретной эксплуатационной скважины и повысить их технологическую эффективность.