СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей, агента вытеснения жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, и рекомендуют проведение определенных геолого-технических мероприятий. Дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах. С учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на определенные даты строят поля среднепластового давления. По построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления. Проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату, и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования (Патент РФ №2166619, опубл. 2001.05.10).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (патент РФ №2336413, опубл. 20.10.2008 - прототип).
Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, согласно изобретению, проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более, группируют выбранные скважины по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков, ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин, в выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, при этом коэффициент взаимовлияния скважин определяют эмпирически по изменению градиента давления в добывающих скважинах посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины - от максимальных объемов для песчанистых продуктивных пластов до минимальных объемов для глинистых продуктивных пластов, а для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%.
Сущность изобретения
Для достижения максимальной нефтеотдачи залежи недостаточно выровнять фронт вытеснения изменением пластового давления, т.к. при этом обводненность участков залежи может быть различной и неравномерной. Неравномерность обводнения влечет за собой захоронение в залежи значительных запасов нефти. Существующие технические решения не решают эту задачу, а если и решают, то лишь частично. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи за счет выравнивания фронта обводнения залежи. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более, группируют выбранные скважины по наличию очагов заводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков, ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин, в выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления.
Проведение выборки добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более, необходимо для выявления скважин и соответственно участков залежи с опережающими темпами обводнения. Группировка выбранных скважин по наличию очагов обводнения предполагает выявление очагов, т.е. источников опережающего обводнения залежи. По коэффициенту взаимовлияния скважин, взаиморасположению скважин и участков намечают скважины для первоочередного воздействия для снижения обводненности. Ранжирование выбранных участков по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки позволяет начинать мероприятия с наиболее значимых участков и скважин и максимально быстро достигать снижения обводнения.
Очагами обводнения могут быть нагнетательная скважина или группа нагнетательных скважин. Коэффициент взаимовлияния скважин представляет собой эмпирически выявленные зависимости по изменению градиента давления в добывающей скважине посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины. Взаиморасположение скважин и участков выбирается исходя из литологической неоднородности залежи и необходимости определения коэффициента взаимовлияния. Ранжирование проводят для распределения по значимости для снижения обводнения.
Пример конкретного выполнения
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2200 м, пластовое давление 8-16 МПа, пластовая температура 30-38°C, пористость 5-50%, проницаемость 5-1200 мДа, нефтенасыщенность 40-95%, вязкость нефти 15-35 мПа∗с, плотность нефти 0,813-0,865 г/см, коллектор - песчаник-алевролит, тип залежи массивный. Залежь разрабатывают заводнением 5 лет. Текущее состояние залежи: находится в активной разработке не менее 5 лет, существует система поддержания пластового давления, где происходит закачка через нагнетательные скважины рабочего агента и извлечение добываемой продукции через добывающие скважины, при этом имеются остаточные запасы не менее 3000 т, что позволяет производить работы по интеллектуализации объекта разработки. В залежь закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.
Устанавливают зависимость величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Эта зависимость наблюдается в песчанистых коллекторах при максимальных объемах компенсации и минимальными объемами компенсации в глинистых коллекторах. Определяют интервал оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Снабжают каждую нагнетательную и добывающую скважину датчиками забойного давления. Один раз в сутки выполняют замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин. Забойные давления составляют величины в пределах от 4 МПа до 11 МПа, пластовые давления составляют величины в пределах от 8 МПа до 19 МПа. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление, которое составляет величины от 10 МПа до 19 МПа. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Таких скважин выбрано от 2 до 6 шт. Группируют выбранные скважины по 2-3 шт. по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков. Ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации более 110%. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по изоляции водопритоков и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Мероприятия проводят от участка к участку.
В результате обводненность добываемой продукции стабилизировалась по залежи на уровне 80-90%, а нефтеотдача возросла на 2,5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.