СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Одним из способов уменьшения отбора попутно-добываемой воды и увеличения доли нефти является создание нестационарных перепадов давлений между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами путем периодической эксплуатации добывающих скважин. Большинство известных способов периодической эксплуатации добывающих скважин основаны на периодическом отключении работы насосного оборудования (Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 2004, №5, с.58-61).
Недостатком данных способов является необходимость продолжительного периодического отключения глубинных насосов. Без изменения времени режима отбора и простоя в зависимости от гидродинамического состояния пласта эффективность способов падает с каждым следующим циклом. В зимнее время остановка скважин ведет к замерзанию высокообводненной продукции, что предопределяет проведение реанимационных мероприятий с дополнительными эксплуатационными затратами.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором эксплуатация добывающих скважин производится в периодическом режиме, периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи (Патент РФ №2288352, опубл. 27.11.2006 - прототип).
Данный способ позволяет интенсифицировать разработку месторождения, однако нефтеотдача залежи остается на низком уровне вследствие того, что используемый режим эксплуатации не задает верхней границы обводнения, при котором фазовая проницаемость продуктивного пласта по нефти стремится к нулю, а по воде стремится к единице. Это свою очередь приводит к снижению притока нефти из пласта. При восстановлении равновесного режима фильтрации наблюдается стационарный режим движения жидкости, при котором снижение обводненности добываемой продукции до значений менее 30%, может не произойти. Нестационарный режим, при котором проявляется поступление нефти из низкопроницаемых зон в высокопроницаемые, не определяется и не рассчитывается. Временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой области пласта задается периодом изменения состояния эксплуатации скважинного оборудования и не учитывает влияния увеличения или снижения обводненности продукции на режим эксплуатации скважины.
Задачей изобретения является снижение объема попутно добываемой воды и повышение коэффициента извлечения нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, согласно изобретению временные интервалы нестационарного режима определяют по изменению обводненности продукции скважины и изменению забойного давления, изменение обводненности определяют стационарными приборами, установленными непосредственно в стволе скважины, продолжительность периода работы на максимальном режиме отбора продукции (Qж max) определяют по предельной пограничной величине обводненности (WPобв max) или по восстановлению максимального забойного давления (ΔPmax, при котором наступает стационарный режим дренирования пласта), но не ниже давления разгазирования нефти (ΔРкрит), продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции (Qж min) продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции (Wобв min) до восстановления стационарной величины, при увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления (ΔPmin, МПа) при текущем минимальном дебите жидкости.
Сущность изобретения
Важнейшей задачей при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти или месторождений с высокой выработанностью является своевременное принятие мер по предупреждению обводнения добываемой продукции. Обводненность (% обв.) продукции скважин в течение месяца варьирует в пределах ±15%, а на некоторых скважинах до ±30%. Причиной такой нестабильности является вовлечение в фильтрацию ранее не дренируемых участков пласта при выравнивании профиля притока в нагнетательных скважинах или интерференция соседних добывающих скважин. При наличии подошвенной, законтурной или нагнетаемой воды в процессе эксплуатации скважины происходит обводнение около скважинной части пласта. Продукция скважины обводняется и в какой-то момент процесс обводнения становится необратимым. Этот процесс связан с фазовой проницаемостью флюидов. На фиг.1 расчетные кривые относительных фазовых проницаемостей показывают, что при обводнении части нефтенасыщенного пласта выше 55% фазовая проницаемость нефти равняется нулю. При рассмотрении данного физического процесса как обводнения продукции скважины, можно сказать, что при водонасыщенности до 30% фильтрация нефтяной фазы максимальна, при увеличении водонасыщенности до 40% фазовая проницаемость для нефти уменьшается в 3-3,5 раза и стремится к нулю. При увеличении водонасыщенности до 55% движение нефтяной фазы практически прекращается, а при обводненности 60% и более процесс обводнения становится практически необратимым. Для рассматриваемой залежи порог обводненностью 55% является пограничной обводненностью добываемой продукции, обводнение выше которого ведет к необратимым изменениям фильтрационных характеристик пласта. При этой обводненности прискважинная зона пласта становится гидрофильной, препятствуя движению нефти к интервалам перфорации.
Периодическая эксплуатация скважин очень часто не дает желаемых результатов из-за несвоевременности принятия мер по снижению темпов обводнения. В связи с этим предлагается технология периодической эксплуатации добывающих скважин, режим работы которых изменяется в зависимости от изменения обводненности добываемой продукции, определяемой с помощью приборов, установленных непосредственно в стволе скважины (к примеру, методом манометрического плотномера).
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Пограничную обводненность продукции устанавливают на основании промыслового опыта обводнения скважин с учетом рентабельной эксплуатации, либо по кривой относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым.
2. При стационарном режиме эксплуатации скважины производят оценку нефтесодержания продукции, определяют текущее забойное давление, уточняют величину забойного давления, при котором происходит разгазирование добываемой продукции.
3. Останавливают скважину и производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление и величину депрессии на пласт, определяют коэффициент продуктивности пласта.
4. Оборудуют скважину в соответствии с фиг.2, где 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна насосно-компрессорных труб; 3 - глубинный насос; 4 - приемный фильтр; 5 - колонна насосно-компрессорных труб; 6 - кабель связи глубинных приборов; 7 - глубинный манометр с выводом информации на устьевой контроллер; 8 - прибор, определяющий обводненность добываемой продукции.
5. В устьевой контроллер вводят алгоритм работы насосного оборудования в зависимости от приходящей информации от глубинных приборов.
6. Контроллер подключают к частотному регулятору тока, который соединяют с электродвигателем, посредством которого производят изменение дебита скважины.
7. Выполняют освоение и пуск скважины в эксплуатацию согласно описанной программы.
8. Показания приборов поступают на устьевой контроллер в виде «точек», отражающих изменение давления и обводненности продукции.
9. Первый режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с максимальным дебитом жидкости (Qж max) с целью создания депрессии на продуктивный пласт, но не допускающим снижение забойного давления ниже давления выделения газа из нефти. Непрерывный контроль изменения обводненности и забойного давления производят с помощью глубинных приборов с выходом информации на управляющий устьевой контроллер. Режим воздействия продолжают до достижения пограничной обводненности продукции, равной 85% (Wобв max), или до восстановления максимального забойного давления ΔPmax, когда наступает стационарный режим дренирования пласта при данном дебите жидкости. Выход фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, при котором снижается взаимодействие низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, характеризуется отсутствием изменения забойного давления во времени. Это определяется поступлением информации с глубинного манометра, где наблюдаются повторяющиеся значения давления с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа. Далее скважину переводят на следующий второй режим воздействия на продуктивный пласт.
10. Второй режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с минимальным дебитом по жидкости (Qж min). Наблюдается восстановление забойного давления. Продолжительность периода работы на минимальном режиме отбора продукции продолжают в течение времени, при котором происходит снижение обводненности продукции (Wобв min) до восстановления стационарной величины. При увеличении либо отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления (ΔPmin, МПа) при текущем минимальном дебите жидкости. При отсутствии изменения обводненности продукции и поступления информации с глубинного манометра, где в течение 5 минут наблюдаются повторяющиеся значения с дисперсий (отклонением) не более 0,01 МПа, скважину переводят на следующий третий режим воздействия на продуктивный пласт, аналогичный первому. Таким образом, продолжительность воздействия циклов на продуктивный пласт не привязана к определенному периоду воздействия, а зависит от изменения обводненности продукции и гидродинамических характеристик пласта.
Предложенный способ максимально адаптируется под изменяющиеся фазовые и гидродинамические характеристики продуктивного пласта. Технология ориентирована на создание изменяющейся депрессии на продуктивный коллектор, градиентов давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми участками коллектора, не позволяя при этом допустить интенсивный прорыв попутно добываемой воды, ведущий к необратимому увеличению обводнения продукции скважины и гидрофилизации призабойной зоны скважины.
Пример конкретного выполнения.
2
3
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: тип коллектора - карбонатный, порово-кавернозно-трещиноватый, режим залежи - водонапорный, пористость 14,1%, средняя проницаемость 0,145 мкм, нефтенасыщенность 78,8%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 543 м, средняя нефтенасыщенная толщина 8,8 м, пластовое давление 7,1 МПа на гл 543 м, пластовая температура 23°С, плотность нефти в пластовых условиях 883,8 кг/м, плотность пластовой воды 1020 кг/м, вязкость нефти в пластовых условиях 52,87 мПа·с, давление насыщения нефти газом 1,3 МПа, газосодержание 4,72 м/т, содержание серы в нефти 2,6%, содержание парафина в нефти 5%.
При стационарном режиме эксплуатации скважины производят оценку нефтесодержания продукции - обводненность 70%. Геологической службой НГДУ пограничная обводненность продукции для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым, а эксплуатация скважины нерентабельной, установлен на уровне 85%, максимальный перепад давления ΔPmax установлен на уровне 34 МПа. Останавливают скважину и производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление 7 МПа. Определяют коэффициент продуктивности скважины - 1,87.
Скважину оборудуют в соответствии с фиг.2 и запускают в эксплуатацию.
Показания приборов поступают на устьевой контроллер в виде «точек», отражающих изменение давления и обводненности продукции фиг.3 (диаграмма №1).
Первый режим воздействия на продуктивный пласт - эксплуатация скважины с максимальным дебитом жидкости Qж мах с целью создания депрессии на продуктивный пласт, но не допускающим снижение забойного давления ниже давления выделения газа из нефти. Согласно контрольной точки №1 (К.т. №1 - диаграмма №1) обводненность скважины достигла критического значения 85%, производят автоматический перевод скважины на режим с минимальным отбором жидкости Qж min.
Эксплуатация скважины с минимальным отбором жидкости ведет к снижению обводненности продукции до Wобв min и продолжается до установления стационарной величины (К.т. №2), забойное давление в данный момент уже восстановлено, идет стационарный режим дренирования пласта и скважина автоматически переходит на максимальный режим отбора жидкости.
Контрольная точка №3, при которой происходит переход на следующий режим с минимальным отбором жидкости, аналогична контрольной точке №1, однако впоследствии добиться интенсивного снижения обводненности продукции не удается. При отсутствии изменения обводненности период продолжают до восстановления забойного давления ΔPmin (К.т. №4) при текущем дебите жидкости. Выход фильтрации пластовых флюидов в стационарный режим, при котором снижается взаимодействие низкопроницаемых участков пласта с высокопроницаемыми, характеризуется отсутствием изменения забойного давления во времени. Скважину вновь переводят на режим с максимальным отбором жидкости.
Наблюдается рост обводненности продукции, однако она не достигает критической величины и период продолжают до восстановление забойного давления (К.т. №5), при котором происходит смена режима эксплуатации скважины.
Следующий режим с минимальным отбором жидкости проводят до установления стационарной величины обводненности (К.т. №6), забойное давление в данный момент уже восстановлено и происходит автоматическая смена режима отбора жидкости. При следующем максимальном режиме отбора жидкости обводненность продукции вновь не достигает критической величины и период продолжают до восстановление забойного давления (К.т. №7), при котором происходит смена режима эксплуатации скважины.
Как видно из диаграммы №1 фиг.3, продолжительность воздействия циклов на продуктивный пласт не привязана к определенному периоду воздействия, а зависит от изменения обводненности продукции и гидродинамических характеристик пласта. Скважина самостоятельно по алгоритму переходит с одного режима эксплуатации на другой, что позволяет решить задачу снижения объема попутно добываемой воды и повышения коэффициента извлечения нефти.