СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известны промысловые нестационарные гидродинамические способы исследования пластов, в которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, с последующей математической обработкой полученных результатов исследования для расчета фильтрационных параметров пласта в призабойной зоне скважины. (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984, стр.84-85, 114-115, 127-129).
Недостатком известных нестационарных гидродинамических методов является то, что регистрация дебита и давления, для исключения влияния ствола скважины (влияния притока жидкости в скважину после ее остановки на устье) на результаты измерений, осуществляется на забое скважины с помощью глубинных измерительных приборов. Использование глубинных приборов увеличивает материальные затраты и трудоемкость проведения промысловых исследований. Кроме того, класс точности глубинных приборов существенно ниже по сравнению с устьевыми датчиками, что не позволяет проводить качественные промысловые замеры.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины, согласно которому проводят промысловые гидродинамические исследования скважин, при которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, при этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление измеряют одновременно в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве, получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними, проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны, по формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, а для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины (Патент РФ №2445455, опубл. 20.03.2012 - прототип).
Недостатком известного способа является невозможность определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков и необходимость ремонта нагнетательной скважины.
В предложенном изобретении решается задача определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Конечным выводом является необходимость ремонта нагнетательной скважины.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками, выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт и варьированием расхода от 0 до максимально возможного, контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, при увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению, при положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.
Сущность изобретения
В настоящее время при проведении бесподходных геофизических исследований (без подъема колонны насосно-компрессорных труб) на герметичность эксплуатационной колонны и профиль приемистости нагнетательных скважин ввиду наложения различных негативных факторов (грязь в зумпфе, малый зумпф, человеческий фактор при подготовке скважины и самом исследовании) имеются случаи выдачи неоднозначного заключения, как то «возможная», «слабая» заколонная циркуляция или перетоки до глубины, где по разрезу не выделен коллектор, способный принимать закачиваемую воду. Уточнение и детализация аналогичных заключений требует подхода бригады подземного или капитального ремонта скважины для промывки скважины с последующим исследованием при поднятой колонне насосно-компрессорных труб. Встречаются случаи привлечения бригады капитального ремонта для изоляции заколонной циркуляции и неподтверждение в процессе ремонта данных о перетоках. Все это приводит к значительным непроизводительным финансовым затратам. В предложенном изобретении решается задача прямого уточнения производительности закачки в нагнетательные скважины с использованием средств автоматизации и уточнение необходимости проведения ремонта скважины. Задача решается следующим образом.
Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением с сохранением среднесуточного отбора жидкости. Ежесуточный дебит определяют расчетом по динамограмме контроллером, либо по счетчику количества жидкости. Режим эксплуатации с постоянным забойным давлением описывается функцией:
пл
прод
заб
Q=f(P; К) при Р=const
тогда как режим эксплуатации с постоянным отбором описывается функцией
заб
пл
прод
Р=f(Р; К) при Q=const.
где Q - дебит добывающей скважины,
пл
P - пластовое давление,
прод
К - коэффициент продуктивности скважины,
заб
Р - забойное давление в скважине.
прод
Таким образом, контролируя ежесуточный дебит скважины, можно проследить изменение состояния пластовой энергии (К принимаем условно постоянной величиной в коротком временном интервале). На нагнетательной скважине с имеющимися данными о заколонной циркуляции или ее возможном наличии задают циклический режим эксплуатации с расходом агента закачки от 0 до максимально возможного. Продолжительность цикла зависит от коллекторских свойств эксплуатируемого объекта - чем более высокие значения фильтрационно-емкостных свойств, тем менее продолжительные достаточны циклы. В среднем периоды составляют от одной недели до нескольких месяцев и года. Ежесуточную закачку при циклическом режиме рекомендуется вести в объеме на уровне равном или более (предпочтительнее), чем до перевода в циклический режим. Задачей данного этапа является создание фильтрационных волн давления в результате смены роста пластового давления на его снижение. Даже при неизменном объеме суммарного поступления жидкости в пласт за отчетный период изменяется характер ее поступления в пласт, что приводит к разнонаправленному изменению величины пластового давления. Изменение количества поступающей жидкости в резервуар коллектора должно приводить к изменению пластовой энергии на величину, зависящую от объема жидкости и самого коллектора. Контроль ежесуточных значений времени работы и дебита добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления позволяет оценить изменения состояния пластовой энергии, обусловленные дискретным поступлением жидкости в исследуемую нагнетательную скважину. Из функциональной зависимости, описанной выше, следует, что при постоянном забойном давлении увеличение пластового давления будет приводить к увеличению дебита скважины, а соответственно и к увеличению времени работы скважины (т.к. при режиме заданного забойного давления - режиме откачки - скважина с штанговым глубинным насосом эксплуатируется не полные сутки), и, наоборот- при снижении пластового давления дебит скважины, а значит и время работы будут уменьшаться На основании данного анализа определяют производительность закачки и влияние на закачку заколонной циркуляции или перетоков, т.е., если дискретное поступление закачиваемого агента приводит к аналогичному циклическому изменению дебита скважины и времени работы штангового глубинного насоса в режиме откачки с заданным забойным давлением с отставанием по времени, необходимым для достижения волны давления забоя добывающей скважины. Для исключения наложения на результат посторонних факторов необходимо создать, как минимум, 2-х кратное подтверждение изменения времени работы и дебита на изменение режима закачки, т.е. провести 2 более цикла. При обработке результатов оценивается изменение отборов нефти из добывающей скважины, соответствующих минимальному объему закачки в нагнетательную скважину и максимальному. Решение о необходимости ремонта по ликвидации заколонной циркуляции принимается исходя из расчета экономической эффективности производимой закачки - если разность по дебиту нефти при минимальной и максимальной закачке обеспечивает затраты на закачку в нагнетательную скважину с необходимым индексом доходности (индивидуален для разных компаний), то ремонт не целесообразно проводить. Также необходимо помнить, что эффективность работ по ликвидации заколонных перетоков крайне низка и является крайней мерой.
Заявленный способ может быть реализован при следующих условиях:
1. Величина пластового давления в залежи - в пределах, предусмотренных проектом разработки, но не ниже давления насыщеня нефти газом;
2. Заданное забойное давление - оптимальное давление из условий необходимого отбора и создания градиента давления, обеспечивающего активную фильтрацию в межскважинном пространстве, (для горизонтов Девона - ниже пластового давления не менее чем на 2,5 МПа, для горизонтов Карбона - ниже пластового не менее чем на 1,0 МПа);
3. Вязкость нефти - до 200 мПа·с
3
4. Плотность попутно добываемой и нагнетаемой воды 1,00-1,18 г/см;
5. Наличие расположенного ниже основного эксплуатационного объекта (может состоять из одного или нескольких пластов) принимающего пласта;
6. Коллектора эксплуатационного объекта - терригенные;
7. Пористость - 11% и более;
8. Проницаемость - более 30 мД;
9. Приемистость нагнетательных скважин при дискретной закачке -максимальная для данной скважины, ограничиваемая техническими возможностями;
10. Продолжительность циклов возмущения - от 10 суток до 6 месяцев;
11. Продолжительность исследований - от 1 месяца и более;
12. Наличие одной или более реагирующих добывающих скважин.
Выявляют нагнетательную скважину с неявно выраженной заколонной циркуляцией. Выявленную нагнетательную скважину запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин, определяют степень производительности закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.
Пример конкретного выполнения
3
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1100 м, пластовая температура - 25°C, пластовое давление - 5,5 МПа, пористость 20%, проницаемость - 150 мД, нефтенасыщенность - 70%, вязкость нефти - 45 сст, плотность нефти - 900 кг/м, коллектор - терригенный. Залежь разрабатывают заводнением. Отбирают пластовую продукцию через 4 добывающие скважины со средним дебитом 5 м/сут, закачивают рабочий агент - пластовую воду через 2 нагнетательные скважины со средней приемистостью 30 м/сут.
3
3
3
3
3
Добывающая скважина работает в режиме постоянного обора с дебитом 5 м/сут и обводненностью 10%. Ближайшая нагнетательная скважина вводится из бурения с данными о заколоной циркуляции, работает в постоянном режиме с приемистостью 25 м/сут. Переводят нагнетательную скважину в циклический режим эксплуатации от максимально возможного расхода 30 м/сут до 0, т.е. с дискретным поступлением жидкости в пласт. Закачку проводят в течение 12 месяцев с максимальной возможной приемистостью - 30 м/сут при давлении 9 МПа. Затем скважину останавливают (поступление жидкости в пласт - 0 м/сут). Продолжительность второго периода - 7 месяцев
3
3
3
прод
заб
В начале работ переводят добывающую скважину в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, равным 3 МПа, при этом дебит устанавливают равным 5 м/сут, а время работы скважины составляет 10 часов в сутки. В течение 12 месяцев следят за изменением времени работы скважины при постоянном забойном давлении. Через 12 месяцев произошло увеличение времени работы добывающей скважины с 10 часов в сутки до 21 часа в сутки, что свидетельствует об увеличении пластового давления (при условии неизменности К и Р) в 21/10 раза. Далее, после остановки закачки, время работы добывающей скважины в режиме откачки с заданным забойным давлением снизилось за 2 месяца с достигнутых 21 часа в сутки до 13 часов в сутки (при дальнейшем простое нагнетательной скважины еще в течение 5 месяцев время работы далее не уменьшалось), что свидетельствует о снижении пластового давления в залежи на оценочную величину равную 21/13 раза. Для подтверждения того факта, что рост пластового давления и последующее его снижение вызвано именно дискретным поступлением агента закачки в нагнетательную скважину произвели, по истечении 7 месяцев после остановки закачки, повторный запуск нагнетательной скважины в работу с приемистостью 50 м/сут. при давлении 14 МПа на 1 месяц. За этот месяц время работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления вновь увеличилось с 13 часов в сутки до 18 часов в сутки. Зафиксированный повторный факт изменения режима работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления, вслед за изменением режима работы нагнетательной, свидетельствует о том, что закачиваемый в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции агент обеспечивает увеличение пластового давления в основном эксплуатационном объекте, что подтверждается увеличением времени работы и дебита добывающей скважины, работающей в режиме откачки с постоянным забойным давлением. Таким образом, закачка 10960 м воды в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции, обеспечили дополнительную добычу нефти в количестве 1600 т.
Вывод: подтверждена производительная закачка, обеспечивающая повышение пластового давления в залежи не смотря на имеющиеся данные о заколонной циркуляции в нижележащий пласт. Выявлено однозначное влияние нагнетательной скважины на добывающую. Ремонт нагнетательной скважины не нужен. После проведенных исследований добывающей скважине назначается режим постоянного забойного давления (режим откачки).
Применение данного способа позволит выявить непрозводительную закачку в системе поддержания пластового давления и сократить затраты на привлечение бригады для дополнительных исследований, предотвратить неэффективное использование инвестиций на капитальный ремонт скважин, когда не подтверждается наличие заколонной циркуляции уже в процессе ремонта.